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Guía de conceptos, características y funciones de los sistemas

de automatización de subestaciones

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Datos generales del documento:

Nombre de la Guía: Guía de conceptos, características y funciones de los sistemas de

automatización de subestaciones y sus componentes.

Código: G.01.PV.02.03

Macro proceso: PV02. Expansión de la infraestructura eléctrica

Proceso: PV02.03. Planificación y diseño de obras de infraestructura eléctrica

Subproceso PV02.03.S02 Estudios detallados y diseño de obras de infraestructura

Versión: 1.0

Control de aprobaciones:



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Tabla de Contenido

1. Objetivo .............................................................................................................................. 6

2. Alcance ............................................................................................................................... 6

3. Dirigido a ............................................................................................................................ 6

4. Requerimientos y responsabilidades ....................................................................... 6

4.1. Conocimientos mínimos ...................................................................................... 6

4.2. Requerimientos tecnológicos ............................................................................ 7

4.3. Responsabilidades ................................................................................................. 7

5. Convenciones a utilizar ................................................................................................ 7

6. Desarrollo de la guía de conceptos, componentes y funciones de los

sistemas de automatización de subestaciones (SAS) ............................................. 11

6.1. Introducción a los sistemas de automatización de subestaciones .. 11

6.2. Descripción de los componentes principales de los sistemas SAS . 13

6.3. Descripción general ............................................................................................ 15

6.3.1. Redundancia y sincronización de tiempo ............................................................ 16

6.3.2. Confiabilidad y disponibilidad del SAS ................................................................ 17

6.3.3. Estructura de datos y servicios IEC 61850 ........................................................... 20

6.3.3.1. Modelos de datos conforme al estándar IEC 61850 ........................... 20

6.3.3.2. Servicios de comunicación conforme al estándar IEC 61850 ........... 22

6.4. Arquitectura básica del sistema de control .............................................. 23

6.4.1. Nivel 0 – nivel de proceso ................................................................................... 24

6.4.2. Nivel 1 – nivel de bahía ....................................................................................... 25

6.4.3. Nivel 2 – Nivel de estación .................................................................................. 26

6.4.4. Nivel 3 – centros de control ................................................................................ 27

6.4.5. Modos de control ................................................................................................ 28

6.4.5.1. Comando local .......................................................................................... 28

6.4.5.2. Comando remoto ...................................................................................... 30

6.4.5.3. Interconexión con los centros de control: CENACE Y COT .............. 30



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6.5. Equipos componentes del SAS ........................................................................ 31

6.5.1. Equipos de nivel 0 ............................................................................................... 31

6.5.1.1. Unidades de control de aparamenta (SCU) o merging units digitales

31

6.5.1.2. Merging units analógicas (MU) ............................................................... 32

6.5.1.3. Equipos de monitoreo de transformador ............................................... 32

6.5.2. Equipos y sistemas de nivel 1 .............................................................................. 32

6.5.2.1. Unidades de control de bahía (BCU) ..................................................... 32

6.5.2.2. IEDs de protección ................................................................................... 33

6.5.2.3. Unidad de control para servicios auxiliares .......................................... 34

6.5.3. Elementos de interfaz entre niveles 1 y 2 ........................................................... 34

6.5.3.1. Cables con fibra óptica ............................................................................ 34

6.5.3.2. Distribuidores de fibra óptica (ODF) ...................................................... 35

6.5.3.3. Switches de comunicación red SAS ...................................................... 35

6.5.4. Equipos y sistemas de nivel 2 .............................................................................. 36

6.5.4.1. Sistema de sincronización de tiempo por satélite (GPS) ................... 36

6.5.4.2. Unidades de adquisición y control de la subestación ......................... 36

6.5.4.3. IHM del sistema de supervisión y control ............................................. 36

6.5.4.4. Gateways de comunicaciones ................................................................ 38

6.5.4.5. Computador de gestión de mantenimiento ........................................... 38

6.6. Características generales de los tableros para el SAS ......................... 39

6.6.1. Tablero de controlador de subestación .............................................................. 39

6.6.2. Tableros de protección y control de línea ........................................................... 39

6.6.2.1. Protección de líneas de transmisión ...................................................... 40

6.6.3. Tableros de protección, control y medición de

transformadores/autotransformadores ............................................................................. 42



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4

6.6.3.1. Protección de transformador/autotransformador ................................. 42

6.6.4. Tablero de protección y control del reactor de barras ....................................... 43

6.6.4.1. Protección del reactor de barras ............................................................ 44

6.6.5. Tablero de protección y control del reactor de línea .......................................... 45

6.6.5.1. Protección del reactor de línea y reactores de neutro ........................ 46

6.6.6. Tablero de protección y control de banco de capacitores .................................. 47

6.6.6.1. Protección de banco de capacitores ..................................................... 47

6.6.7. Tablero de protección y control de bahía acoplador de barras .......................... 48

6.6.7.1. Protección de acople de barras .............................................................. 49

6.6.8. Protección diferencial de barras ......................................................................... 49

6.7. Sistema de medición de energía .................................................................... 50

6.7.1. Características técnicas ....................................................................................... 50

6.7.2. Parámetros y requisitos técnicos ........................................................................ 51

6.7.3. Comunicaciones y aspectos de diseño ................................................................ 51

6.8. Registrador digital de fallas (DFRs) .............................................................. 52

6.8.1. Características generales ..................................................................................... 53

6.8.2. Características de hardware y software .............................................................. 54

6.8.3. Registros mínimos ............................................................................................... 55

7. Referencias ..................................................................................................................... 56

8. Anexos .............................................................................................................................. 60

9. Historial de cambios .................................................................................................... 60

Anexo 1: Arquitectura del sistema de control de una subestación 230/138

kV 61

Anexo 2: Diagramas de principio subestaciones 230/138 kV .......................... 61



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Índice de Figuras

Figura 1 Arquitectura IEC 61850: bus de proceso y estación .................................................. 16

Figura 2 Esquema conceptual del protocolo de redundancia PRP .......................................... 17

Figura 3 Modelamiento de datos (IEC 61850) ........................................................................ 21

Figura 4 Representación de componentes de la subestación en nodos lógicos ...................... 22

Figura 5 Servicios de comunicación IEC61850 ....................................................................... 23

Figura 6 Niveles de control de la subestación ......................................................................... 24

Figura 7 Modelo de interfaces de comunicación definidas en el estándar IEC61850 ............... 26

Figura 8 Arquitectura conceptual de un SAS conforme a la IEC 61850 edición 2 ..................... 28

Figura 9 Arquitectura conceptual del sistema de DFRs............................................................ 54

Índices de Tablas

Tabla 1 Requerimientos en tiempo de recuperación ............................................................... 20

Tabla 2 Funciones de protección de línea descritas conforme a la norma ANSI ..................... 41

Tabla 3 Funciones de protección de transformador descritas conforme a la norma ANSI ....... 43

Tabla 4 Funciones de protección de reactor descritas conforme a la Norma ANSI .................. 45

Tabla 5 Funciones de protección de reactor descritas conforme a la norma ANSI .................. 46

Tabla 6 Funciones de protección de banco de capacitores conforme a la norma ANSI ........... 48

Tabla 7 Funciones de protección de acople de barras descritas conforme a la norma ANSI ... 49

Tabla 8 Función de protección diferencial de barras descritas conforme a la norma ANSI ....... 50



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1. Objetivo

Describir lineamientos y conceptos que caracterizan a los sistemas de automatización de

subestaciones (SAS) en instalaciones de transmisión de energía eléctrica de CELEC EP

TRANSELECTRIC, y que deben ser considerados en el diseño, montaje, pruebas y puesta en

servicio de los sistemas SAS, para así garantizar la confiabilidad de la subestaciones y reducir

su tiempo de indisponibilidad.

2. Alcance

Esta guía se aplica para la descripción de conceptos y las características fundamentales de los

sistemas SAS, de sus elementos y equipos componentes más importantes.

Describe la funcionalidad básica de los dispositivos y equipos que conforman el SAS y sus

principales características conforme al estándar IEC 61850. Estos elementos corresponden a los

requeridos para los niveles 0 (proceso), 1 (bahía de la subestación) y 2 (estación) del SAS, y

para la interacción con el nivel 3 (centro de control).

Adicionalmente se aplica para la elaboración de los términos de referencia para la

implementación de los sistemas de automatización de subestaciones (SAS) para ampliaciones,

nuevas subestaciones, y modernización o mejora de subestaciones existentes de CELEC EP

TRANSELECTRIC

3. Dirigido a

Esta guía está dirigida para especialistas en diseño de sistemas de automatización de

subestaciones (SAS), del departamento de diseño de subestaciones, asignados para elaborar

las especificaciones técnicas para el suministro, pruebas de aceptación en fábrica y sitio (FAT y

SAT por sus siglas en inglés) y puesta en servicio de ampliaciones, nuevas subestaciones, o

modernización de subestaciones de CELEC EP TRANSELECTRIC.

4. Requerimientos y responsabilidades

4.1. Conocimientos mínimos

Los especialistas en diseño de sistemas de automatización de subestaciones (SAS) deberán

tener los siguientes conocimientos mínimos:



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- Sistemas de automatización de subestaciones, para supervisión y control

- Equipos de protección, medición y control de sistemas eléctricos de potencia.

- Esquemas de interoperabilidad entre equipos componentes.

4.2. Requerimientos tecnológicos

No aplica

4.3. Responsabilidades

Cargo Responsabilidad

Jefe del departamento de

diseño de subestaciones

Elaborar y/o actualizar la guía de acuerdo con los

lineamientos establecidos en la Corporación.

Asegurar el cumplimiento de la guía. Debe supervisar que la

guía se cumpla; coordinar que la misma sea revisada,

aprobada, difundida y que la documentación generada conste

en la estructura documental del IFS.

Subgerente de proyectos de

expansión

Revisar que la documentación que se genera en la guía

cumpla con los lineamientos establecidos en la

Corporación.Aprobar las actualizaciones que se

realicen, autorizar su difusión e informar al Gerente de

la Unidad de Negocio CELEC EP TRANSELECTRIC de

estas aprobaciones.

Subgerente de gestión

organizacional

Revisar que la guía y sus actualizaciones cumplan con

los lineamientos establecidos en la Corporación.

Gerente de la unidad de

negocio CELEC EP

TRANSELECTRIC

Aprobar la guía y autorizar su difusión

5. Convenciones a utilizar



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Término Definición

ACSI Abstract communication service interface – servicio de interfaces de

comunicación abstracta (IEC 61850-7-2)

AIS Air insulated switchgear – subestación aislada en aire

ANSI American National Standard Institute – Instituto Nacional Estadounidense de

Estándares

ARCONEL Agencia de Regulación y Control de Electricidad

BCU Bay control unit – unidad de control de bahía

CENACE Operador Nacional de Electricidad

CID Configured IED description - archivo de descripción del IED configurado,

correspondiente a un solo IED, contiene una sección de direccionamiento de

comunicación (IEC 61850-6)

Comtrade Formato de archivo para almacenar oscilografías y de datos relacionados con

alteraciones transitorias del sistema de potencia.

COT Centro de Operaciones de Transmisión

DANH Doubly attached bridging nodes – interfaz de nodo doble para protocolo HSR

DANP Dual attached nodes – interfaz de nodo doble para protocolo PRP

DCP Divisor capacitivo de potencial

DDE Dynamic data exchange – intercambio dinámico de datos

DFR Digital fault recorder – registrador digital de fallas. Es un dispositivo electrónico

inteligente, con la capacidad de generar registros en forma de oscilografías

ante eventos ocurridos antes, durante y después de cualquier perturbación

o falla, así como cualquier cambio que ocurra en el sistema y haya sido

detectado por los circuitos de arranque del DFR.

DNP Distributed network protocol – protocolo de red distribuido

EMC Electromagnetic compatibility – compatibilidad electromagnética

FACTS Flexible AC transmission systems – sistemas de transmisión flexible AC

FAT Pruebas de aceptación en fábrica realizadas en las instalaciones del fabricante.

Gateway Denominado puerta de enlace. En un dispositivo que permite interconectar

equipos con protocolos y arquitecturas de red diferentes.

GIS Gas insulated switchgear – subestación aislada en gas

GOOSE Servicio de intercambio de datos organizados en paquetes (data set) entre

equipos de la red IEC61850.

GPS Global positioning system – sistema de posicionamiento global



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HSR High-availability seamless redundancy - alta disponibilidad de redundancia

transparente

ICD IED capability description - archivo de descripción de la capacidad de un IED,

denota su estructura física, una sección de comunicación y otra de la

subestación (IEC 61850-6)

IEC International Electrotechnical Commission – Comisión Electrotécnica

Internacional

IED Dispositivo electrónico inteligente, que contiene procesadores con la capacidad

de recibir y enviar información desde o hacia una fuente externa, como

controladores de bahía, relés de protección, relés concentradores de señales,

registradores de fallas.

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers – Instituto de Ingenieros Eléctricos

y Electrónicos

IHM Interfaz humano máquina

LAN Local area network – red de área local

LTC Load tap changer – cambiador de taps bajo carga

MMS Manufacturing message specificaction - especificación de mensajes de

fabricación (IEC 61850)

MTTF Mean time to failure – tiempo medio de falla

MTTR Mean time to repair – tiempo medio de recuperación

MU Merging units (IEC 61850-9-2)

ODBC Open database conectivity – conectividad abierta de bases de datos

OLE DB Object linking and embedding for databases – enlace e incrustación de objetos

para bases de datos

PCM Protección, control y medida

PDC Phasor data concentrator - concentrador de datos fasoriales

PMU Phasor measurement unit - unidad de medición fasorial

Protocolo Es un conjunto de reglas desarrollado dentro de un estándar, que definen la

sintaxis, semántica y sincronización en la comunicación para el intercambio de

información.

PRP Parallel redundancy protocol – protocolo de redundancia en paralelo

PTP Precision time protocol – protocolo de precisión de tiempo

PUAS Power utility automation systems – sistema de automatización para empresas

eléctricas

https://en.wikipedia.org/wiki/High-availability_Seamless_Redundancy



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Red Box Redundancy box – equipo de gestión de protocolos redundantes para nodos

simples (SAN)

Redundancia La redundancia en sistemas de control permite la alta disponibilidad y capacidad

de autorecuperación. Se consideran elementos adicionales a los mínimos

necesarios para garantizar el funcionamiento si uno de sus componentes falla.

Router Son los encargados de la comunicación entre equipos en distintas redes

ethernet.

SAN Single attached nodes – interfaz de nodo simple

SAS Sistema de automatización de subestaciones

SAT Las pruebas de aceptación en sitio se realizan en la subestación, con los equipos

ubicados en su destino final.

SCADA Supervisory control and data acquisition – supervisión, control y adquisición de

datos

SCD Substation configuration description – archivo con la descripción de

configuración de subestación, contiene una sección de subestación,

comunicación, IEDs y una de plantilla de tipos de datos. (IEC 61850-6)

SCL Substation configuration language – lenguaje de configuración de la subestación

(IEC 61850-6)

SCSM Specific communication service mapping – Servicios de comunicación

específicos de mapeo (IEC 81850-8-1/IEC 61850-9-2)

SNTP Simple network time protocol – protocolo simple de tiempo de red

SOE Registro secuencial de eventos con indicación de estampa de tiempo

Switch Encargados de la comunicación de equipos dentro de una misma red ethernet.

Switchgear Aparamenta eléctrica (interruptor de potencia y seccionadores)

TCs Transformadores de corriente – corriente para medición y protección

TPs Transformadores de potencial – voltaje para medición y protección

VDAN Virtual doubly attached node – nodo virtual doble

WAMS Wide area measurement systems - sistema de monitoreo de área extendida

XML Extensible markup language – lenguaje de marcado extensible (IEC 61850)



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6. Desarrollo de la guía de conceptos, componentes y funciones

de los sistemas de automatización de subestaciones (SAS)

6.1. Introducción a los sistemas de automatización de

subestaciones

Una subestación eléctrica se constituye de un conjunto de equipos que permiten el transporte y

entrega de energía desde las centrales de generación hacia los centros de consumo, es decir

los distribuidores. Las subestaciones están unidas entre sí mediante líneas de transmisión.

Dependiendo del tipo de aislamiento, se tienen dos tipos de subestaciones: aisladas en aire (AIS:

air insulated switchgear) y aisladas en gas (GIS: gas insulated switchgear).

Los elementos que constituyen una subestación de energía eléctrica son:

Sistema de “barras” por cada nivel de voltaje. En CELEC EP. se tienen los siguientes

esquemas de barras:

- Barra simple

- Barra principal y transferencia

- Doble barra sin by-pass

- Doble barra con by-pass

- Barra en anillo

Posiciones de bahías que se conectan a una barra, para unir eléctricamente los diferentes

equipos de una subestación entre sí, y con las líneas de transmisión. Se puede tener los

siguientes tipos de bahías:

- Línea

- Transformador

- Reactor

- Capacitor

- Bahía de transferencia (en el esquema de barra principal y transferencia)

- Bahía de acople (en el esquema de doble barra con/sin by-pass)

Las bahías se componen de varios seccionadores y un interruptor que permiten la conexión y

desconexión entre la barra y el equipo al cual está asociada la bahía (línea, transformador,

reactor o banco de capacitores). Se utiliza transformadores de corriente (TCs) y transformadores

de potencial (TPs) para la medición de corrientes y voltajes, respectivamente. Eventualmente,

puede incluir uno o varios seccionadores de puesta a tierra, dependiendo del tipo de bahía.

Además de los elementos mencionados en el apartado anterior, la subestación se compone de

los siguientes sistemas:



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Sistema de control y protecciones “SAS” (substation automation system – sistemas de

automatización de subestaciones).

Sistema de servicios auxiliares de 125 Vdc y 208 Vac.

Los sistemas de automatización de subestaciones (SAS) permiten la supervisión y monitoreo en

tiempo real de los componentes de la subestación, y de sí mismo, es decir cuenta con una

autosupervisión, además del control en modo local y remoto de todos los equipos de la

subestación.

Los componentes fundamentales que conforman el sistema de automatización de subestaciones

(SAS) son:

Protecciones principal y redundante.

Unidades de control de aparamenta (switchgear control unit – SCU).

IEDs de control o unidades de control de bahía (bay control unit - BCU).

Registradores digitales de fallas (digital fault recorder – DFR).

Unidades de medición fasorial (phasor measurement unit - PMU).

Sistema de control de la subestación que adquiere los datos de los IEDs

- Equipos redundantes de adquisición de datos.

- Estación de trabajo para el operador de la subestación con IHMs redundantes.

- Gateways redundantes para envío de datos a los centros de control del COT y CENACE.

- Sistema de sincronización de tiempo (GPS).

- Red de área local LAN conformada por un bus de proceso y un bus de estación.

Computadoras de gestión de IEDs de control, protecciones y DFRs (registradores de fallas).

La implementación del sistema SAS en una subestación contempla el diseño básico (funcional o

de principio) y detallado, fabricación, inspección, configuración, programación, pruebas en

fábrica (FAT), transporte hasta el sitio, instalación, pruebas en sitio (SAT) y puesta en marcha.

Entre la documentación descriptiva del sistema, se tiene:

Ingeniería básica: diagrama unifilar de protección, control y medición (PCM); diagramas

lógicos o de principio.

Ingeniería de detalle: arquitectura del SAS; planos desarrollados de tableros PCM, tableros

de equipos de patio: tableros o cajas de agrupamiento de circuitos de corrientes y voltajes.

Planos as-built.



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6.2. Descripción de los componentes principales de los sistemas

SAS

Los componentes fundamentales que conforman los Sistemas de Automatización de

Subestaciones (SAS) son:

Las protecciones: conformadas por dispositivos electrónicos inteligentes basados en

microprocesadores (IEDs), que en base a un muestreo de voltajes y corrientes detectan fallas

en los equipos de la subestación o en las líneas de transmisión y aíslan estas fallas mediante

el disparo (apertura) de los interruptores.

Las unidades de control de aparamenta (switchgear control unit – SCU): o merging units

digitales son concentradores de señales binarias cableadas eléctricamente al IED, que las

convierte en señales digitalizadas, enviadas por mensajes GOOSE (establecidos en la norma

IEC 61850) a través de fibra óptica, es decir son una interfaz entre los equipos de patio y el

sistema de control (IEDs de control y protecciones, IHM, gateway). Estos conversores

cuentan con entradas binarias que adquieren el estado de seccionadores, interruptores,

alarmas en cajas de agrupamiento de TCs y TPs, y salidas binarias que permiten comandar

la apertura y cierre de equipos de corte y seccionamiento, además del cambio de LTC en

transformadores, entre otras maniobras. Conforme a la concepción de los diseños se puede

implementar el uso de merging units analógicas que concentren la adquisición de señales de

voltajes y corrientes en cada una de las bahías.

IEDs de control o unidad de control de bahía (bay control unit – BCU): que permiten la

apertura y cierre de los seccionadores o interruptores, cambio de tap en los LTCs de

transformadores, entre otras maniobras, mediante lógicas programadas. Además, mediante

muestras de voltaje y corriente, calculan las medidas eléctricas que sean necesarias: P. Q,

f, etc. Normalmente los BCUs utilizan medidas de V, I con precisión clase 0.5, mientras que

los IEDs de protecciones tienen una precisión 5P20.

Para cada bahía, se tiene un tablero con dos IEDs de protección (redundancia) y un BCU.

Registradores digitales de fallas (digital fault recorder – DFR): que registran voltajes y

corrientes adquiridos por los IEDs de protecciones y las señales de arranques y disparos

generados por las funciones de protección. Los DFR constituyen una auditoría para la

operación de los IEDs de protección.

Unidad de medición fasorial (phasor measurement unit - PMU): Son medidores de amplitud

y ángulo de fase de voltajes y corrientes, que envían las medidas adquiridas a un

concentrador PDC local o del sistema WAMS instalado en el CENACE. Son parte de una

protección sistémica, es decir protegen todo o parte del Sistema Nacional Interconectado

(SNI), incluyendo generación, transmisión y distribución. La Regulación No. ARCONEL –



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003/16 dispone que CENACE en base a un estudio técnico entregado a la ARCONEL,

determinará donde requiere la instalación de PMUs, considerando los siguientes criterios:

- Líneas de transmisión que transportan importantes cantidades de energía

- Cargas variables dinámicas de gran magnitud

- Zonas del sistema de potencia que permitan la toma de acciones de control de área

extendida WAMS

- Subestaciones que cuenten con dispositivos FACTS.

Sistema de control de la subestación: que adquiere los datos de los IEDs y los presenta

localmente al operador de la subestación (IHM). Estos datos se envían también a los centros

de control del COT y CENACE (gateway). Dependiendo de la arquitectura del sistema de

control se puede tener:

- Tableros de acero inoxidable instalados a la intemperie en el patio de maniobras, junto a

cada bahía, que contienen dos SCU redundantes. Estos IEDs deben tener entradas

binarias (BI) y salidas binarias (BO) suficientes para la adquisición y envío de señales a

varios equipos en patio.

- Tablero de protecciones, control y medición con dos IEDs de protección redundantes, un

BCU y un medidor multifuncional con capacidad de medición de calidad de energía.

Se requiere medidores principalmente en bahías de transformador, en el lado secundario

y lado terciario.

- Un tablero con dos equipos de adquisición redundantes (computadores con sistema

operativo Windows o Linux, o RTUs con sistemas operativos de tiempo real).

- Un tablero con dos gateways redundantes (computadores con sistema operativo

Windows o Linux, o RTUs con sistemas operativos de tiempo real)

- Una estación de trabajo con dos IHMs redundantes para el operador de la subestación.

- Una red ethernet LAN que enlaza a los IEDs y equipos del sistema de control, con

características de sincronización del tiempo y redundancia recomendadas en la norma

IEC 61850 parte 5 y determinadas en las especificaciones técnicas.

- Sistema de sincronización de tiempo por GPS para el sincronismo de los componentes

del sistema SAS.

- Computadoras de gestión de los sistemas:

o IEDs del sistema SAS, controladores de subestación (BCUs) y protecciones

o Registradores digitales de fallas (DFR)

Los medidores de energía se conectarán a una red independiente al SAS, a través de un switch

instalado, uno por cada caseta, permitiendo el acceso local y remoto, para la obtención de datos



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desde el Centro de Operación de Transmisión (COT). La red de medidores no requiere

redundancia.

6.3. Descripción general

El sistema de automatización de subestación (SAS), está constituido por un conjunto de equipos

y accesorios requeridos para funciones de supervisión y tareas de protección, control y medida,

a nivel local (subestación) y remoto (centros de control CENACE y COT). El SAS permite el

monitoreo en tiempo real de cada bahía en los distintos patios de la subestación.

Los equipos y la arquitectura del SAS son de tipo digital con un alto grado de modularidad, es

decir, distribuido física y funcionalmente para permitir una posterior ampliación del sistema. Las

expansiones pueden comprender la inclusión de funciones adicionales de control, protección y

supervisión, así como la adición de nuevos componentes físicos.

Las nuevas tecnologías desarrolladas tienden a disminuir la cantidad de cable de control

utilizado, sustituyéndola por el envío de señales digitalizadas a través de redes de comunicación.

Esta alternativa permitirá reducir la cantidad de cable de cobre y las dimensiones de

canalizaciones y tableros.

Todos los equipos deben estar diseñados para trabajar en ambientes de alta interferencia

electromagnética, sin afectación de ninguna de sus funciones. Adicional, todos los componentes

y redes de comunicación del sistema deben tener la facultad de autoarranque, una vez

energizados, o luego de una falla en el sistema de alimentación de corriente continua o alterna.

El SAS está integrado y configurado en redes locales LAN (local area network) que se enlazan a

los equipos con fibra óptica. Utiliza protocolos que se encuentran especificados en el estándar

IEC 61850 y cumplen con características dnteroperabilidad, redundancia de red y sincronización

de tiempo. Está constituido por un sistema digital tipo SCADA, con equipos servidores e IHM que

deben compartir la misma base de datos. Toda la información registrada en el SAS puede

enviarse hacia los centros de control a través de un gateway.

Como indica la figura 1, la arquitectura de red del SAS presenta dos tipos de buses de

comunicación, diferenciados por el protocolo utilizado:

Bus de estación: comprende los enlaces de comunicación entre el equipamiento a nivel de

estación (nivel 2), casetas de patio (nivel 1) y merging units digitales a nivel de proceso (nivel

0). Los protocolos de comunicación a utilizar en este bus se encuentran establecidos en la

norma IEC 61850-8-1 (MMS y GOOSE) en conformidad con la edición 2.



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Bus de proceso: comprende los enlaces de comunicación entre el equipamiento a nivel de

proceso: merging units análogas (nivel 0) y los equipos ubicados en caseta de patio: IEDs

(nivel 1). Los protocolos de comunicación a utilizar en el bus de proceso están establecidos

en la norma IEC 61850-9-2LE (sampled values o valores muestreados).

Figura 1 Arquitectura IEC 61850: bus de proceso y estación

Fuente: CELEC EP – TRANSELECTRIC. Manual de especificaciones técnicas para el

SAS MAN-DIS-03

6.3.1. Redundancia y sincronización de tiempo

El estándar IEC 61850 (edición 2) parte 5, indica los requerimientos de redundancia para las

redes de comunicación del SAS. Para cumplir estos requisitos se incluyen dos protocolos de

redundancia de alta disponibilidad, definidos en la norma IEC 62439-3, que son aplicables a

buses de estación y proceso de cualquier tamaño y topología. Estos protocolos son: redundancia

en paralelo (PRP) y alta disponibilidad de redundancia transparente (HSR).

CELEC EP TRANSELECTRIC en sus sistemas SAS utiliza redundancia RSTP (rapid spanning

tree protocol - IEC 62439-1 e IEEE 802.1w) y redundancia PRP (parallel redundancy protocol -

IEC 62439-3). Las reglas de configuración, cálculo y métodos de medición del tiempo de

recuperación deben ser determinísticos. Para implementar algún tipo de redundancia, se debe

considerar la capacidad de los IEDs para enlazarse bajo el protocolo de redundancia propuesto,

es decir, deben tener dos puertos nativos PRP/HSR de ser el caso.



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En el protocolo PRP se tienen dos redes que no están conectadas directamente entre ellas, como

se indica en la figura 2. Cualquier falla en una de estas redes debe ser independiente de la otra.

Figura 2 Esquema conceptual del protocolo de redundancia PRP

Fuente: CELEC EP – TRANSELECTRIC. Manual de especificaciones técnicas para el

SAS MAN-DIS-03

La arquitectura del sistema consta de cuatro niveles jerárquicos, que se definen teniendo en

cuenta los distintos sitios de operación y su funcionalidad. Los recursos del SAS en cada nivel

de control, deben ser suficientes para garantizar la operación segura y eficiente, tanto en modo

local como remoto, desde la subestación y los centros de control de CELEC EP -

TRANSELECTRIC y CENACE. El anexo 1 presenta la arquitectura de control del SAS de una

subestación 230/138 kV.

Además todos los equipos componentes del SAS (IEDs, computadoras de adquisición y gateway,

entre otras) están sincronizados en el tiempo a través de un sistema GPS redundante.

Dependiendo la arquitectura de la red y la tecnología utilizada para los TCs y TPs

(convencionales u ópticos) se puede utilizar uno o varios protocolos de sincronización de tiempo:

SNTP, IRIG-B, PTP (protocolo de precisión de tiempo - IEEE 1588).

6.3.2. Confiabilidad y disponibilidad del SAS

Las redes LAN utilizadas en los sistemas SAS comparten toda la información de la subestación

y cualquier falla o interrupción que afecte considerablemente su estabilidad reduce la

confiabilidad del sistema de automatización. Es muy importante mitigar el posible riesgo de

indisponibilidad del sistema a un nivel aceptable. Estos riesgos de falla se expresan como una



_____________________________________________________________________

18

estimación de tiempo de inactividad en el período de un año. Los cálculos expresan

probabilidades y dependen de la configuración de los componentes del sistema.

La norma IEC 61850 en su parte 3 detalla los requisitos de calidad tales como confiabilidad,

disponibilidad, mantenibilidad, seguridad e integridad de datos, que se aplica a sistemas de

comunicación utilizados para la supervisión, configuración y control de procesos dentro de la

subestación.

La confiabilidad en un sistema de control se logra cuando a pesar del fallo en un componente de

comunicación, la subestación continúa siendo operable. No debe haber ningún punto de falla que

provoque una pérdida de funciones no detectada, falla de componentes en cascada, falla de

ambos equipos redundantes o acciones de control no deseadas tal como disparar o cerrar un

interruptor. Un solo punto de falla no debe deshabilitar funciones críticas de protección, control

primario, medición, etc. Para cumplir este requisito, se consideran los siguientes aspectos:

Ante una falla que no se considere crítica en el tiempo, el SAS puede ejecutar acciones

lógicas de control, tales como conmutación automática de equipos redundantes. El fabricante

deberá indicar claramente el tiempo requerido para ejecutar esta conmutación.

Las funciones de protección funcionarán de forma autónoma con un alto nivel de redundancia

(protección principal y redundante) e incluirá conmutación automática ante fallas.

La IHM del SAS debe ser capaz de operar independientemente de la interfaz existente en

los centros de control, teniendo un manejo local de todos los eventos y alarmas presentadas,

además del control y supervisión. Se requiere enlaces de comunicación redundantes entre

bahías y hacia el nivel de estación.

Las fuentes de alimentación de los elementos o equipos redundantes del SAS deben ser

independientes.

La disponibilidad representa la relación entre el tiempo de actividad del SAS y el tiempo total, tal

como se define en apartado 3.2 de IEC 60870-4. Se considera al sistema disponible cuando

incluso ante el fallo de un equipo existe otro redundante que asuma sus funciones de control o

protección. Por ejemplo, cuando existe una protección de respaldo operativa, no se considerará

que el fallo de la protección primaria contribuye al tiempo de inactividad. Además un sistema SAS

debe tener enlaces de comunicación redundantes que permitan un enrutamiento alternativo de

los datos.

Se debe garantizar la integridad de datos aún ante la presencia de errores de transmisión y fallos

de equipos en la red de comunicación. Por lo tanto el sistema debe proporcionar:

Detección de errores de transmisión en un entorno de subestación ruidosa;

Recuperación de enlaces de red saturados;



_____________________________________________________________________

19

Soporte opcional para enlaces, medios y redundancia de equipos.

Adicional, para evitar la pérdida de información almacenada, ante el fallo de una unidad de

adquisición se debe tener un sistema de respaldo que genere una copia de seguridad de datos.

En la norma IEC 60870-4 se encuentran definidos los criterios de disponibilidad que deben

cumplir los sistemas SAS y los índices que deben ser presentados por los fabricantes:

Se deberá indicar claramente el tiempo medio de falla (MTTF) de los IEDs y equipos ubicados

a nivel de proceso, bahía y estación, incluyendo la referencia a un método estándar de

cálculo (definido en 3.1.2 de IEC 60870-4 - clase R3).

El tiempo medio de recuperación ante fallas (MTTR) es el tiempo que el personal entrenado

en mantenimiento requiere para restaurar el elemento de falla del sistema SAS. Este tiempo

no deberá ser mayor a cuatro (4) horas (IEC 60870-4 tabla 3 - clase M4).

La disponibilidad anual del SAS debe ser del 99.99% o superior (IEC 60870-4, tabla 2 - clase

A3). De acuerdo a este criterio, el tiempo de inactividad máximo del sistema deberá ser de

5.25 minutos por año, para cumplir con la disponibilidad mínima requerida.

En los enlaces de comunicación entre nivel de estación y nivel de bahía, pueden ocurrir

interrupciones siempre que no perturben la operación a través del IHM ni produzca pérdida de

eventos. El requisito de "ninguna pérdida de eventos" puede realizarse con el almacenamiento y

retransmisión de eventos desde los IEDs. A nivel de bahía (entre IEDs), una interrupción de la

comunicación no debe causar pérdida de funciones de control, es decir que un equipo no pueda

ser operado por errores de comunicación, pérdida de información o mala calidad de señales de

interbloqueo provenientes de otras bahías; por lo tanto el tiempo de gracia debe ser bastante

corto. Para el nivel de proceso los servicios de comunicación son críticos en el tiempo, con

tolerancia de solo algunas muestras pérdidas en un flujo de datos. De acuerdo al diseño

adoptado, es posible enviar disparos al interruptor a través del bus de proceso (mensaje

GOOSE), por lo que una interrupción debe ser detectada y manejada en el menor tiempo posible,

con requerimientos más exigentes que todos los demás mensajes rápidos del sistema. Los

requerimientos en tiempos de recuperación compilados por el comité técnico IEC 57 (TC57)

grupo de trabajo 10 (WG10) e presentan en la tabla 1.



_____________________________________________________________________

20

Equipos asociados a la

comunicación

Tiempo de recuperación de

la aplicación

Tiempo de recuperación de

comunicación

SCADA a IED, cliente-servidor 800 ms 400 ms

IED a IED, interbloqueos 12 ms 4 ms

IED a IED, bloqueo inverso

Disparo de protección excepto

protección de barra 8 ms 4 ms

Protección de barra < 1 ms Instantáneo

Sampled values o valores

muestreados

Menor que algunas muestras

consecutivas Instantáneo

Tabla 1 Requerimientos en tiempo de recuperación

Fuente: IEC 61850-5 (ed2.0) tabla 7

6.3.3. Estructura de datos y servicios IEC 61850

La norma IEC61850 plantea un enfoque de estandarización orientado a la integración de equipos

de diferentes fabricantes, para minimizar la conversión de protocolos y así reducir los tiempos de

ingeniería. No se basa en un protocolo específicamente, sino a un modelado de los diferentes

componentes de la subestación y el tipo de mapeado, basado en TCP/IP y Ethernet.

6.3.3.1. Modelos de datos conforme al estándar IEC 61850

En la parte 5 de la norma IEC 61850, se estandariza la comunicación entre los IEDs, definiendo

los requisitos del sistema que deben ser soportados y están definidos claramente para las

funciones, modelo y los servicios requeridos en el intercambio de datos.

El modelo para estructurar de manera jerárquica la información de la subestación se detalla en

la parte 7 de la norma, tal como se presenta en la figura 3. Los nodos lógicos y la información

contenida en ellos, son los conceptos fundamentales que se utilizan para describir los sistemas

reales y sus funciones.



_____________________________________________________________________

21

Figura 3 Modelamiento de datos (IEC 61850)

Fuente: Fuente: IEC 61850-1 (ed2.0) figura 7

Dispositivos físicos (PHD): son los IEDs físicos o servidores, identificados por una dirección

de red (IP). Los servidores internamente cuentan con uno o varios dispositivos lógicos.

Dispositivos lógicos (LD): Los dispositivos lógicos pueden ser funciones de: control,

protección, medición y supervisión. Varios nodos lógicos construyen un dispositivo lógico.

Nodos lógicos (LN): La norma IEC61850 asigna a cada función dentro de un equipo de la

subestación (Transformador, interruptor automático, función de protección, etc.) un nodo

lógico (LN). Los nodos lógicos pueden ser de control, funciones de protección, relacionados

con equipamiento primario, IEDs, seguridad y servicios del sistema (Figura 4).



_____________________________________________________________________

22

Figura 4 Representación de componentes de la subestación en nodos lógicos

Fuente: CELEC EP – TRANSELECTRIC.

Objetos de Datos (DO): es una variable que adopta un valor directamente del proceso y

caracteriza al dato, posee un nombre y un tipo.

Atributos del Dato (DA): es una variable que adopta un valor directamente del proceso y

caracteriza al dato, posee un nombre y un tipo.

6.3.3.2. La norma IEC 61850-7-4 define una lista de aproximadamente 90 nodos lógicos, para

varias funciones y dispositivos de la subestación, como por ejemplo: “XCBR”, para

designar el interruptor; “PIOC”, para designar la protección contra sobrecorriente;

“MMXU” para designar mediciones operativas, etc.Servicios de comunicación

conforme al estándar IEC 61850

La norma IEC 61850-7-2 identifica el conjunto de servicios de comunicación abstracta (ACSI)

que permiten el intercambio de información compatible entre los componentes de un sistema de

automatización de subestaciones. La norma presenta tres tipos de modelos de comunicación:

a) Modelo de servicios de comunicación tipo cliente / servidor (MMS).

b) Distribución rápida y fiable de datos a nivel de todo el sistema, basada en un modelo de

editor-suscriptor. Para ello se define la estructura de dos tipos de mensajes:

- GOOSE - multidifusión digital analógica y digital

- GSSE - intercambio de datos digitales sobre multicasts (obsoletos)

c) Modelo de Valores Muestreados (SMV - sampled values) para datos de medición tipo

multidifusión.

Estos objetos abstractos deben ser "mapeados" mediante el uso de aplicaciones concretas,

protocolos y perfiles de comunicación descritos dentro de un servicio de mapeo de comunicación

específica (SCSM), como se define en las partes 8 y 9 de la norma.



_____________________________________________________________________

23

El objetivo básico es la interoperabilidad entre varios dispositivos. La manera en que se

especifica el conjunto de servicios y objetos abstractos de comunicación, permite que el estándar

sea independiente a un protocolo específico, sin embargo sólo los componentes de aplicación

que implementen el mismo SCSM serán interoperables.

En la figura 5 se presentan los servicios de comunicación utilizados entre los equipos del SAS,

en los distintos niveles de control.

Figura 5 Servicios de comunicación IEC61850

Fuente: CELEC EP – TRANSELECTRIC. Manual de especificaciones técnicas para el SAS

MAN-DIS-03

6.4. Arquitectura básica del sistema de control

En la figura 6 se describen los distintos niveles de control existentes en una subestación. Las

maniobras de apertura y cierre desde nivel de proceso (nivel 0) son consideradas con fines de

mantenimiento. Las maniobras de operación se consideran para niveles de bahía y subestación.

Se requiere que todas las funciones que se manejan a nivel de bahía (nivel 1) se manejen

también a nivel de subestación (nivel 2). Cada nivel de control deberá tener la funcionalidad

suficiente para garantizar una operación segura y eficiente, permitiendo detectar fallas y

visualizar la secuencia de eventos en las interfaces de usuario a nivel 1 (IU local del IED) y nivel

2 (IHM).



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24

Figura 6 Niveles de control de la subestación


MAN-DIS-03

Los enlaces de comunicación existentes entre los equipos de la subestación pueden clasificarse

en: vertical y horizontal. Existe comunicación vertical entre diferentes niveles de control, por

ejemplo el SCADA (nivel de estación) y los IEDs (nivel de bahía) y comunicación horizontal dentro

del mismo nivel de control entre IEDs especialmente a nivel de bahía.

6.4.1. Nivel 0 – nivel de proceso

El nivel 0 de control permite supervisar en sitio y realizar maniobras requeridas durante el

mantenimiento de los equipos de patio de la subestación, uno a la vez, es decir, un seccionador,

un interruptor, un LTC, etc.; donde los enclavamientos son constituidos por conexiones

cableadas en cobre, presentando automatismos electromecánicos. En este nivel se deberá

ejecutar la supervisión y control de manera directa desde tableros de control local ubicados en

patio junto a cada equipo de maniobra.

Las señales digitales tales como posición de equipos de patio, alarmas y bloqueos son cableadas

hacia entradas digitales de IEDs que pueden estar ubicados en patio (merging units) o en casetas

de control hacia los BCUs y protecciones.

Los disparos desde las protecciones y comandos desde el controlador de bahía se realizan por

medio de cableado hasta los equipos de patio correspondientes. En el caso de existir merging

units las conexiones con cable se limitarían entre contactos secos de los IEDs en patio hasta los

equipos de maniobra correspondientes.



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25

Como indica la figura 5, el intercambio de información entre merging units (sensores y

actuadores) y IEDs ubicados en casetas de control es por comunicación a través del bus de

proceso, con cableado virtual, es decir señales digitalizadas.

Las señales analógicas de voltaje y corriente en cada bahía se conectan por medio de cableado

de cobre directamente desde las cajas de agrupamiento de los transformadores de voltaje y

corriente hacia los IEDs en nivel 1: controladores de bahía, relés de protección, DFRs, PMUs y

medidores de energía ubicados en las casetas de patio. Conforme a la tecnología adoptada, en

un futuro estas señales pueden provenir de merging units analógicas o de TCs y TPs ópticos,

que envíen información digitalizada de voltajes y corrientes desde patio (valores muestreados).

6.4.2. Nivel 1 – nivel de bahía

El nivel 1 corresponde a los IEDs de control y protección que permiten supervisar y controlar

todos los equipos en cada bahía. Los comandos desde este nivel se realizan a través de una

interfaz local (teclado/display/leds) incluida en el IED, donde se despliegan diagramas unifilares

e información de eventos y alarmas. Las maniobras permitidas obedecen a enclavamientos que

se programan con criterio operativo. La integración de este nivel con los niveles superiores se la

realiza por medio del bus de estación. También forman parte de este nivel los registradores de

fallas (DFR) y medidores de energía.

Para garantizar la interoperabilidad de los IEDs y su concordancia con la norma IEC 61850, los

equipos deben cumplir con características que se especifican en los documentos de conformidad

MICS, PICS, PIXIT y TICS (IEC 61850-10 ed. 2). Estos documentos certifican el modelo de datos,

servicios del protocolo y capacidades de comunicación específicas soportadas por los

dispositivos, asegurando su compatibilidad con equipos nuevos que deban ser integrados al

sistema para compartir información con dispositivos de otras bahías.

El enlace e intercambio de datos entre los dispositivos de una subestación está implementado

en una red de datos redundante para control, monitoreo, gestión y sincronización; especificado

con protocolos del estándar IEC 61850-5 punto 5.2.3 que se presentan en la figura 7. A nivel de

bahía se tiene las interfaces lógicas 3 (entre dispositivos de una misma bahía) y 8 (entre

dispositivos de distintas bahías). El enlace entre el nivel 1 (bahía) y el nivel 2 (estación) es a

través de las interfaces lógicas 1 (datos de protección) y 6 (datos de control).



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26

Figura 7 Modelo de interfaces de comunicación definidas en el estándar IEC61850Fuente:

IEC 61850-1 (ed.2.0). Parte 1 Introducción y visión general

Los archivos de configuración de equipos IEDs tales como: SCL basados en un lenguaje XML

(ICD, CID, SCD), data sets, reportes, bases de datos, configuraciones, ajustes, entre otros;

deben quedar respaldados en el computador de gestión de la subestación. Esta configuración

será utilizada en la ejecución de pruebas, puesta en servicio, mantenimiento y futuras

ampliaciones del sistema de control.

6.4.3. Nivel 2 – Nivel de estación

El nivel 2 o nivel de estación se encuentra ubicado en la sala de control, desde donde se procesa

la información de toda la subestación para la supervisión, control y monitoreo en forma global y

en tiempo real (con sincronización de tiempo). Este nivel debe contar con equipos de adquisición

e interfaces humano – máquina (IHM).

Los equipos de adquisición deben ser redundantes, permitiendo el control local a nivel de

subestación. Las dos unidades deben operar conjuntamente en una configuración tipo hot – stand

by o hot – hot, dependiendo de la arquitectura considerada. Cuando quede fuera de servicio una

de las dos unidades, el equipo redundante debe garantizar que no exista degradación de ninguna

funcionalidad o información.



_____________________________________________________________________

27

Para el operador de la subestación se deben tener dos equipos IHM, que deben estar siempre

disponibles (redundancia hot-hot). La redundancia de los equipos de adquisición debe permitir

una redundancia de tipo hot-hot en los IHMs.

El sistema de sincronización de tiempo GPS y switches de comunicación que conforman la red

de comunicación del SAS pertenecen al nivel de estación.

El sistema SAS a nivel de estación debe estar conformado por los siguientes equipos:

Bus de estación con redundancia RSTP/PRP/HSR ethernet de 1GBPS para enlaces entre

switches y fast ethernet 100 MBPS para conexión de IEDs y equipos del SAS al bus de

estación.

2 unidades centrales de adquisición en configuración redundante “hot-hot” o “hot-standby”,

la conmutación entre ambas computadoras debe realizarse de manera automática

2 gateways de comunicación en configuración redundante “hot-hot” para el enlace con nivel

3. Los centros de control eligen con cuál computador conectarse y no debe existir

degradación de ninguna funcionalidad o pérdida de información.

2 interfaces humano-máquina IHM con conexión al bus de estación y redundancia hot-hot.

Sistemas de sincronización de tiempo (GPS)

Computador de gestión de mantenimiento con conexión a la red del sistema de

automatización de la subestación

Computador de almacenamiento y análisis del sistema de registradores de fallas

Cables de fibra óptica, patch-cords y cajas organizadoras de fibra óptica (ODF)

Firewall para control de acceso a la red SAS

Impresora de red

Todos los equipos que conforman el nivel 1 y 2 deben tener una fuente de alimentación a 125

Vdc. Para computadoras que requieran alimentación Vac se debe considerar un sistema de

alimentación ininterrumpida o UPS. Además los servidores SCADA (computadores de

adquisición), gateway e IHM deben compartir la misma base de datos.

6.4.4. Nivel 3 – centros de control

El nivel 3 corresponde a la supervisión y control de los equipos de todas las subestaciones del

SNT desde los centros de control de CENACE y CELEC EP - TRANSELECTRIC (COT) a través

de los gateways, utilizando puertos de comunicación serial y/o ethernet para los protocolos IEC

60870-5-101 y/o IEC 60870-5-104.



_____________________________________________________________________

28

En el caso del protocolo 101, cada gateway se configura con igual ASDU address, pero diferente

link address, y el puerto serial de cada gateway debe conectarse con un único canal de

comunicaciones, es decir, a nivel de conexionado se debe prever un equipo que permita esta

conexión: puerto serial del gateway 1 o puerto serial del gateway 2. La selección de cuál gateway

se interroga, dependerá del centro de control, mediante un automatismo que verifica la

disponibilidad de cada uno.

En el caso de 104, a cada gateway se le asigna una IP diferente y el centro de control decide a

cuál interrogar.

En la figura 8 se presenta la arquitectura de comunicación del SAS acorde a la norma IEC 61850,

estructurada en sus distintos niveles e identificando los equipos componentes a cada nivel.

Figura 8 Arquitectura conceptual de un SAS conforme a la IEC 61850 edición 2


MAN-DIS-03

6.4.5. Modos de control

Cada nivel de control, excepto el nivel 3, deberá permitir los modos de control: local y remoto.

6.4.5.1. Comando local

La función de comando local de la subestación debe incluir los siguientes tipos de comando:

Comando local nivel 0 (equipo en patio de maniobras)



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Comando local nivel 1 (bahía – interfaz en BCU local)

Comando local nivel 2 (subestación - IHM)

El comando local a nivel 0 corresponde a las maniobras de cierre y apertura realizadas

directamente en los equipos en patio, realizadas únicamente con fines de mantenimiento o

emergencia. Para estos comandos se deben considerar enclavamientos electromecánicos y

maniobras de arranque, parada y toma de carga del grupo diesel de servicios auxiliares.

Los comandos en nivel 1 deben estar habilitados cuando los equipos correspondientes de nivel

0 se encuentren en remoto. Los IED de control y protección ejecutan los comandos utilizando

enclavamientos configurados en lógicas de programación previamente definidas y aprobadas.

Los enclavamientos programados en los IED de control deben ser diseñados, implementados y

probados de acuerdo al anexo 2 de este documento, para asegurar que los comandos conflictivos

o indebidos no sean realizados. Los IEDs transmiten información a otros de varias bahías

utilizando protocolos especificados en el estándar IEC 61850-5 punto 5.2.2, a través de la interfaz

lógica 8 (datos directos entre bahías especialmente funciones rápidas como interbloqueos).

El comando de nivel 1 es completamente independiente del nivel 2 (subestación), de esta forma

se garantiza su operatividad cuando se pierde comunicación con el nivel superior. Los comandos

en nivel 1 siguen la lógica de operación select-before-execute.

La selección y comando local en nivel 1 debe obligatoriamente tener:

Comando de los equipos de corte y maniobra, tales como interruptores y seccionadores

Reposición de relés de bloqueo y protección

Bloqueo/habilitación de la función de recierre automático

Habilitar el control local/automático de equipos

Arranque/parada del sistema de enfriamiento de los transformadores

Subir/Bajar taps de OLTC del transformador/autotransformador

Maniobra de transferencia manual de servicios auxiliares

Arranque/parada manual del grupo diesel y toma de carga

El comando local en nivel 2 se puede realizar mediante una de las dos interfaces IHM locales,

que permiten la operación de la subestación con todas sus funcionalidades, para esto utiliza los

enclavamientos programados en los IED de control y protección de cada bahía, que finalmente

evalúan si el comando se puede ejecutar o no. Todas las funciones de comando de nivel 2 son

controladas por las unidades centrales de adquisición, una a la vez.



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30

El nivel de jerarquía operativa respecto a la selección local / remoto es superior a nivel 0, es decir

si en nivel 0 se selecciona local (por cada equipo en patio), todos los demás niveles perderán el

control del respectivo equipo. La selección de control local a nivel 1 (a nivel de bahía completa),

permite comandar los equipos desde las BCUs, excepto los que se encuentren en local a nivel

0. Los niveles 2 y 3 tienen habilitado el control únicamente cuando nivel 1 está en remoto. Igual

situación entre los niveles 2 y 3.

6.4.5.2. Comando remoto

El SAS debe tener conexiones independientes con los centros de control del CENACE y de

CELEC EP-TRANSELECTRIC (COT), de forma que permita la operación de la subestación

desde este nivel. A nivel de centros de control se habilitan los siguientes comandos:

Comandar todos los interruptores de potencia

Comandar los seccionadores (excepto los de puesta a tierra)

Comandar arranque / parada del sistema de enfriamiento de transformadores

Subir/bajar la posición del tap del OLTC del transformador/autotransformador

Habilitar / deshabilitar la función de recierre de líneas.

6.4.5.3. Interconexión con los centros de control: CENACE Y COT

Los dos centros de control podrán supervisar la subestación, teniendo el control solamente si se

habilita desde la IHM de la subestación (control remoto). La interconexión entre el SAS de la

subestación y los centros de control se establece mediante los protocolos de comunicación IEC

60870-5-101 y/o IEC 60870-5-104.

Los datos análogos a ser transferidos hacia nivel 3 se constituyen como un subconjunto de los

adquiridos o calculados por el SAS y deben ser filtrados por banda muerta. Las mediciones

realizadas en cada bahía son las siguientes:

Módulo de tensión fase-fase en kV en las barras

Módulo de tensión fase-fase en kV en las bahías

Módulo de corriente por fase en kA en las bahías

Potencia trifásica activa en MW y reactiva en MVAR de las bahías

Frecuencia en las barras de cada nivel de voltaje

Toda la información de eventos digitales registrada en el sistema de control y protecciones (IEDs

de control, protecciones, entre otros) debe ser susceptible a transferirse hacia los centros de



_____________________________________________________________________

31

control a través de un gateway, en tiempo real y con información de calidad y estampa de tiempo

válidas, de forma que permita tener su secuencia temporal.

6.5. Equipos componentes del SAS

Los controles y funciones de protección de los diferentes equipos del sistema deben usar

plataformas de hardware y software abierto. Además deben enlazarse por redes de

comunicación acorde a estándares internacionales, que permitan obtener un sistema altamente

modificable, expandible y continuamente actualizable en el tiempo.

Para monitorear el estado de los equipos, se habilita la función de supervisión de falla (watchdog)

entre los IED de control, por medio de cableado a otros IED cercanos. La notificación a los niveles

superiores de control se realiza por medio de la red de control. Además reciben una señal de

sincronización horaria por satélite GPS para la marcación en tiempo real del registro secuencial

de eventos. Estas señales pueden ser de protocolo SNTP, IRIG-B o PTP.

Como lo indica la parte 3 de la norma IEC 61850, punto 6.7: los IEDs y sistemas de comunicación

del SAS, deben diseñarse y probarse para soportar diversos tipos de perturbaciones

electromagnéticas conducidas y radiadas inducidas, continuas y transitorias, que se producen

en las subestaciones por ondas viajeras, transitorios rápidos, transitorios de operación y

descargas atmosféricas. Pueden ser fenómenos continuos, únicos o repetitivos, con alta o baja

ocurrencia. En algunos casos se puede tomar medidas especiales de mitigación, por ejemplo, el

uso de cableado especial o blindaje de algunas áreas para crear un ambiente "protegido" y

reducir los requisitos de inmunidad. Los detalles de estos requisitos y procedimientos de prueba

se exponen en las normas IEC 61000 e IEC 60255.

6.5.1. Equipos de nivel 0

6.5.1.1. Unidades de control de aparamenta (SCU) o merging units digitales

Los controladores de aparamenta o merging unit digitales están identificadas en la norma IEC

61850 como equipos actuadores. Estos IEDs se ubican en tableros denominados “junction box”

en patio y se encargan de recibir la información desde todos los equipos a nivel de proceso

(generalmente equipo eléctrico primario) y reflejar comandos digitalizados provenientes de otros

IEDs a través de sus entradas y salidas digitales. Estos datos los procesa y publica a otros IEDs

en formato digital (basada en IEC 61580-8-1) a través del bus de proceso. El número de entradas

y salidas debe corresponder con los equipos de patio a supervisar y comandar, considerando

mantener un margen de reserva. Debe considerarse también la posibilidad de ampliar la cantidad

de entradas y salidas instaladas en el equipo.



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32

6.5.1.2. Merging units analógicas (MU)

Las merging unit analógicas están identificados en la norma IEC 61850 como equipos sensores

y son aquellos que adquieren las señales de voltaje y corriente desde los transformadores de

medida convencionales, convirtiendo las señales analógicas en digitales y transmitiéndolas

desde patio a los IEDs en tableros de control y protección por medio de fibra óptica utilizando el

protocolo IEC 61850-9-2 LE.

6.5.1.3. Equipos de monitoreo de transformador

Entre los equipos requeridos para el monitoreo del transformador/autotransformador, uno por

cada unidad sea monofásica o trifásica, se incluyen IEDs para la supervisión, monitoreo y control

de los dispositivos propios del transformador/autotransformador convencional, tales como

instrumentación, sistema de enfriamiento, alarmas, analizador de gases y equipo de regulación

automática y OLTC. Algunos de estos equipos se enlazan directamente a los equipos de

adquisición a través del bus de estación.

6.5.2. Equipos y sistemas de nivel 1

Los equipos de nivel de bahía deben instalarse en lugares cerrados debidamente protegidos,

generalmente en casetas de patio.

6.5.2.1. Unidades de control de bahía (BCU)

Los controladores de bahía son IEDs encargados de recibir y procesar información de equipos

de patio a través de entradas/salidas e intercambiar información con otros equipos por medio de

comunicación utilizando la red ethernet del SAS. Se debe poder ampliar la cantidad de entradas

y salidas instaladas en el equipo.

Los IEDs de control y protección deben ser multifuncionales y programables, para manejar la

lógica de enclavamientos y automatismos de cada bahía. Además debe contar con dos puertos

de fibra óptica multimodo necesarios para interconectarse con la red redundante de control y

recolectar la información de otros IEDs del sistema a través de protocolos especificados en la

norma IEC61850-8-1 (GOOSE y MMS), que garanticen alta funcionalidad y confiabilidad. En

estos dispositivos se configuran los enclavamientos, visualización de medidas, eventos

secuenciales y señalización de alarmas para ejecutar el control local-manual, automático y

remoto, de los equipos asociados.

A nivel de hardware, los controladores de bahía requieren las siguientes interfaces:

LEDs de anuncio de alarma configurables

Una pantalla LCD de mínimo 6” para interacción con el usuario



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33

Entradas binarias para información de estado y alarmas de los equipos de maniobra en patio,

watchdog de otros IEDs y breakers de alimentación, señales simples y dobles (el número de

entradas binarias se reduce significativamente con el uso de merging units digitales, debido

a que el cableado ya no sería físico, sino lógico a través de comunicación y señales GOOSE)

Salidas de comando simple y doble para el control de equipos de patio (al igual que con las

entradas binarias, el número de salidas binarias se reduce significativamente con el uso de

merging units digitales)

Entradas analógicas de voltaje y corriente para medición de estos valores y a partir de ellos,

el cálculo de todos los parámetros eléctricos necesarios

Entradas de 4-20 mA, para indicación de temperatura de transformadores, información del

analizador de gases en transformadores, temperatura ambiente, posición del tap del LTC,

entre otros.

Los controladores de bahía requieren las siguientes funcionalidades:

Despliegue del diagrama mímico de la bahía.

Despliegue de alarmas con estampa de tiempo.

Despliegue de eventos con estampa de tiempo.

Despliegue de medidas de proceso de la bahía (incluye las medidas de voltaje, corriente,

frecuencia, potencia activa, potencia reactiva, entre otros).

Control local (nivel 1) de los equipos que forman parte de la bahía.

Manejo de la posición del control de la bahía (local / remoto) mediante botones de función.

Despliegue del estado de las tarjetas que forman parte del equipo.

6.5.2.2. IEDs de protección

El sistema de protección se diseña para proveer seguridad a los equipos y/o elementos de un

sistema eléctrico (línea, barra, transformador, capacitor o reactor) en una forma rápida y

selectiva. Su principal objetivo consiste en minimizar el impacto de una falla en el sistema

eléctrico, para evitar que afecte su funcionamiento o se produzcan daños importantes en los

equipos, aislando el elemento o sección en falla del sistema de potencia.

Los IEDs de protección son equipos de tecnología digital del tipo "programable", basados en

microcontroladores para el procesamiento de la información de entrada. Debe permitir el cambio

de características de operación y facilidades de presentación de ajustes, programación y

disparos. Deben disponer de autodiagnóstico continuo de todos los circuitos, interfaz con display,

teclado y LEDs de indicación (programables), puertos de comunicación posterior para red de

gestión de protecciones e integración con el sistema, disponibilidad para parametrización y



_____________________________________________________________________

34

cambio de ajustes en forma local (puerto frontal) y remota (red ethernet de gestión de

protecciones), además de sincronización de tiempo mediante señal GPS.

Los IEDs deben enviar al sistema de control, las alarmas y eventos de disparo, al igual que la

indicación de dispositivo no disponible. Los disparos deben discriminarse por función de

protección, presentarse en un display frontal y por medio de indicadores LED.

Los equipos de protección deben permitir el almacenamiento de registros oscilográficos con

resolución mínima de 16 muestras por ciclo y una longitud de hasta 24 ciclos. Se deben registrar

al menos los últimos 10 eventos con la información de hora, fecha, tipo de evento, distancia a la

falla y fases involucradas.

6.5.2.3. Unidad de control para servicios auxiliares

Para realizar el control y monitoreo de los sistemas de servicios auxiliares, se tiene el tablero de

supervisión de servicios auxiliares (TSSA) que debe incluir una RTU o IED controlador de bahía

(con suficientes entradas analógicas, digitales y funciones de gateway de ser el caso) integrado

al bus de estación del SAS por medio de protocolos de comunicación basados en la norma IEC

61850, switches, distribuidores de fibra óptica (ODF), una interfaz local (IHM local ubicada en el

tablero) y demás elementos y materiales necesarios para la supervisión de los servicios auxiliares

de la subestación. A través de este IED o RTU se puede realizar la transferencia de servicios

auxiliares, adquiriendo mediciones, señales y alarmas de cargadores de baterías, generador de

emergencia y tablero de transferencia automática. Adicional se debe considerar el uso de manijas

para una transferencia manual electromecánica en caso de fallo del equipo controlador.

6.5.3. Elementos de interfaz entre niveles 1 y 2

Los equipos de nivel 1 se deben conectar con los de nivel 2 (sala de control) a través de una red

redundante en fibra óptica, basada en ethernet, utilizando protocolos especificados en la norma

IEC 61850.

6.5.3.1. Cables con fibra óptica

La fibra óptica debe ser flexible, totalmente dieléctrica, tipo multimodo, protegida mecánicamente

y apta para ser instalada en canaletas, edificio de control y casetas de patio; cumpliendo con la

norma ITU G.651.1. La chaqueta del cable con fibra óptica debe proveer protección contra la

humedad e inmersión temporal en agua, así como también protección contra insectos y roedores.



_____________________________________________________________________

35

6.5.3.2. Distribuidores de fibra óptica (ODF)

Los distribuidores de fibra óptica (ODF) se utilizan en los extremos de los cables donde se

conectarán los equipos terminales de comunicaciones. En ellos se deberá efectuar la terminación

del cable con fibra óptica de manera que cada una disponga de un conector.

6.5.3.3. Switches de comunicación red SAS

Los switches de comunicación para la red de control, deben ser adecuados para ambientes

industriales con aplicación a subestaciones y alta interferencia electromagnética; deben estar

específicamente diseñados, probados y certificados en aplicaciones IEC 61850 para garantizar

alta confiabilidad y disponibilidad en instalaciones de alto voltaje. Todas las funciones requeridas

para switches y en general para equipos de la red SAS, se especifican en el reporte técnico IEC

61850-90-4, que es una guía para el diseño y la configuración de estas redes.

Los switches integrados a la red SAS deben incorporar herramientas de autodiagnóstico y

monitoreo.

Los switches deben cumplir con las características especificadas en los siguientes estándares:

Norma IEEE 1613: Libre de errores (dispositivos de red clase 2).

Norma IEC 61850-3: Redes para subestaciones.

Normas IEC 60068-2-6 e IEC 60068-2-27: Condiciones de estabilidad.

Norma IEEE 802.1P QoS: Calidad de servicio.

Norma IEEE 802.3: Estándar ethernet.

Switch administrable capa 2/3.

Funciones de administración SNMP.

Inmunidad:

Norma IEC 61000-6-2

Norma IEC 61850-3

Norma IEEE 1613 Clase 2

Norma NEMA TS 2

Protocolos de Red:

IEEE1588 PTP: Protocolo de Precisión de tiempo PTP.

IEEE 802.1w e IEC 62439-1 RSTP: Protocolo de redundancia de árbol de expansión

rápida - Rapid spanning tree protocol.

IEC 62439-3 HSR: Protocolo de redundancia de alta disponibilidad sin fisuras - High-

availability seamless redundancy.



_____________________________________________________________________

36

IEEE 802.1q VLAN: Soporte de LANs virtuales en una red ethernet.

IEEE 802.1p CoS, para transmisión de mensajes GOOSE (generic object oriented

substations events)

Los switches deben contar con el número de puertos suficientes para conectar todos los equipos

del sistema (equipos de control, protección y medida). Se debe considerar puertos adicionales

de reserva para una posterior integración o ampliación.

6.5.4. Equipos y sistemas de nivel 2

Los equipos de nivel de estación deben instalarse en lugares cerrados debidamente protegidos,

generalmente en la casa de control.

6.5.4.1. Sistema de sincronización de tiempo por satélite (GPS)

El sistema GPS consta de un equipo y una antena para la recepción de señal de satélite. El

equipo debe contar con los puertos necesarios que permitan la sincronización de tiempo con una

precisión de 250 ns, que deberá ser distribuida con una resolución menor o igual a 1 ms a los

equipos pertenecientes al bus de estación y proceso: IEDs de protección, IEDs de control de

bahía, medidores, registradores de fallas, PMUs y en general todos los equipos de nivel 0, 1 y 2

que realicen adquisición de señales, utilizando los protocolos SNTP, IRIG-B o PTP (IEEE1588

v2).

6.5.4.2. Unidades de adquisición y control de la subestación

Las unidades de adquisición son computadores utilizados para recibir, procesar, evaluar y

combinar en base a lógicas toda la información proveniente de los dispositivos IEDs y además

entregar información a las estaciones de operación. Se debe garantizar las siguientes

funcionalidades:

El sistema operativo de las unidades de adquisición y control debe garantizar el

funcionamiento en tiempo real y soportar características estándar del sistema, por ejemplo:

multitarea, niveles de seguridad, mecanismos de intercambio de datos (DDE, OLE DB) y

comunicación abierta de bases de datos (ODBC).

Recuperación de la información proveniente de los equipos IEDs, para presentarla en las

interfaces de operador IHMs.

6.5.4.3. IHM del sistema de supervisión y control

Las dos estaciones de operación (IHM) deben ser computadoras industriales que permitan

desplegar la información necesaria para efectuar el monitoreo y control de la subestación.



_____________________________________________________________________

37

Las IHM deber tener las siguientes funciones de control, monitoreo y diagnóstico:

Presentar el diagrama unifilar de cada patio de la subestación y diagramas unifilares por

bahía con indicación de los valores instantáneos (en tiempo real) de todas las medidas

analógicas (flujos de carga, corrientes, tensiones, frecuencia y demás medidas de interés en

líneas de transmisión, barras, transformadores, entre otros), además el estado de los equipos

de maniobra de la subestación (incluidos seccionadores de puesta a tierra). Señalizar la

presencia de tensión por medio de coloreo dinámico de barras, líneas y transformadores de

acuerdo a si están energizados o no, y en el caso de líneas de transmisión y barras, si están

puestas a tierra.

Presentar las lógicas de enclavamientos de operación programadas en nivel 1, para

identificar en forma clara los comandos permitidos para maniobra. De este modo se asegura

que los comandos conflictivos o indebidos no sean ejecutados, minimizando la posibilidad

de error por parte del operador y facilitando la ejecución de maniobras sobre interruptores y

seccionadores.

El sistema debe permitir la supervisión y control de todos los equipos de la subestación, con

la selección de modos de operación: IHM local y control nivel 3 (remoto). Debe permitir la

autosupervisión del sistema de control:

- Estado de los IEDs y sus puertos de comunicación.

- Estado de los enlaces de comunicación en los diferentes niveles del sistema SAS.

- Estado de los computadores de adquisición: normal / falla y hot / stand by.

- Estado del sistema de GPS.

- Enlaces de comunicación con los centros de control.

- Capacidad de manejar señales simples y dobles

Supervisar los equipos que conforman los servicios auxiliares y la red de comunicación,

utilizando coloreo dinámico y representando el estado de equipos y enlaces de red LAN del

sistema de supervisión y control.

Presentar la información asociada a alarmas y disparos de los IEDs de protección, por

ejemplo distancias a la falla en el caso de bahías de línea. Para la función de sincronismo se

debe presentar la diferencia de voltajes de barra y de bahía, en magnitud, frecuencia y

ángulo; más una indicación de condiciones de sincronismo dadas por el relé de protección

principal o de respaldo, para líneas, transformadores y otros.

Proporcionar la indicación secuencial de los eventos ocurridos en la subestación, generados

por los dispositivos IED de protección, y acciones realizadas por el operador local o por los

centros de control remoto (cambio de estado y comandos) con una resolución de 1 ms. Debe

facilitar la consulta de la lista de eventos mediante filtros y exportación a un archivo de Excel

para imprimirlo como reporte.



_____________________________________________________________________

38

En caso de falla o problemas en los equipos primarios, presentar una indicación visual y clara

del origen de la falla, facilitando la toma de decisiones. Indicar la causa de apertura de un

interruptor (por el disparo de una función de protección, la ejecución de un comando local /

remoto o por una razón distinta).

Almacenar en una base de datos los valores analógicos (V, I, P, Q, f) medidos en períodos

de tiempo ajustable. Presentar en tablas y gráficos las curvas de tendencia en “tiempo real”

de variables analógicas. Estas tendencias históricas deben mostrar como mínimo los datos

de las últimas 6 horas (antes del momento de la consulta), con posibilidad de cálculos

matemáticos y escalonamiento de valores. Mostrar la temperatura del aceite y devanados, y

demás parámetros supervisados en transformadores.

Permitir las funciones de reconocimiento de alarmas y cambio de límites utilizados para

señalización de alarmas en medidas analógicas.

6.5.4.4. Gateways de comunicaciones

El sistema de gateways de comunicación debe ser redundante y asegurar el flujo de información

con los centros de control remotos, pudiendo pre-procesar la información y realizar la conversión

de protocolos, de ser necesario. Se utiliza puertos de comunicación IEC 60870-104 para el centro

de operación de CELEC EP - TRANSELECTRIC e IEC 60870-5-101 /104 para CENACE.

Los gateways deben tener las siguientes funciones de control y monitoreo:

Transmisión de comandos desde los centros de control remoto hacia los equipos de la

Subestación.

Recuperación de la información proveniente de los equipos IEDs, para enviarla hacia los

centros de control remoto (mediciones, alarmas, cambios de estado, entre otros).

Recuperación de la información proveniente presentarla en las IHMs.

6.5.4.5. Computador de gestión de mantenimiento

El computador de gestión de mantenimiento debe permitir la programación, parametrización,

actualización y gestión de todos los IEDs de control y protección de la red SAS. En este equipo

deben estar instalados todos los programas que se requieran para la configuración de los

controladores de bahía y los relés de protección. Adicionalmente en esta computadora se debe

configurar un acceso remoto protegido.



_____________________________________________________________________

39

6.6. Características generales de los tableros para el SAS

Los tableros y sus componentes deben cumplir las previsiones estipuladas en la norma IEC

61850-3: parte 5 condiciones ambientales: rangos de temperatura, humedad, presión

barométrica, pruebas mecánicas y sísmicas de acuerdo a su ubicación y servicio. Se referencia

una serie de otras normas, como la IEC 60870-2 que describe las características ambientales

mínimas, clasificadas por nivel de severidad, que deben cumplir los equipos especialmente

instalados a nivel de proceso. En los casos en que el equipo forma parte integrante de

aparamenta de alta tensión también se aplicará la norma IEC 60694.

Los niveles de corrosión, humedad y contaminación se consideran en la norma IEC 60654-4,

prestando especial atención al efecto de las sustancias sólidas o corrosivas (sal, arena, polvo)

que pueden afectar el comportamiento térmico y conectividad de los equipos de comunicación.

Los tableros diseñados para instalación interior, en casetas cubiertas, deben tener un grado de

protección mínimo IP52, ser de tipo autosoportado, con puerta de acceso frontal con vidrio que

permita la visualización de los equipos. Los tableros diseñados para instalación a la intemperie

denominados junction box, deben tener un grado de protección mínimo IP65. Dentro de los

tableros se deberá suministrar resistencias para calefacción, controladas por higrostatos o

termostatos ajustables y lámparas para iluminación. Adicional se debe considerar un sistema de

aire acondicionado para las casetas de patio y sala de control.

Para cada equipo de protección se debe contar con un bloque de pruebas propio, ubicado en la

parte frontal del tablero correspondiente. Estos dispositivos permiten interrumpir los circuitos de

corriente, potencial, disparos (en caso de ser cableados) y/o bloquear los equipos de protección,

para evitar la emisión de interdisparos durante la realización de pruebas y ensayos.

6.6.1. Tablero de controlador de subestación

Para las unidades de control de subestación, se deberá incluir dos unidades centrales de

adquisición y control local de la subestación (configuración redundante), switches para

comunicación entre niveles 1 y 2 de la red de control, distribuidores de fibra óptica (ODF).

Se deberá instalar además el gateway para la comunicación con los centros de control, firewall

para seguridad de la red del SAS y un equipo GPS para la sincronización de tiempo.

6.6.2. Tableros de protección y control de línea

Los tableros de control de línea (TCL) deberán incluir un IED de control de bahía, relés de

protección redundantes y al menos un switch para comunicación con la red del SAS dependiendo



_____________________________________________________________________

40

de la arquitectura presentada, distribuidores de fibra óptica (ODF) y demás elementos y

materiales necesarios para el control de los equipos de cada bahía de línea.

Las funciones de control de una bahía de línea consistirá en la adquisición, monitoreo y control

de las siguientes señales de equipos en cada bahía de línea:

Estado de los dispositivos y equipos de maniobra:

- Abierto/cerrado;

- Bloqueado/desbloqueado;

- Local/remoto;

- Alarmas de fallas mecánicas o eléctricas en equipos de maniobra (seccionadores e

interruptores);

- entre otros

Voltaje en las tres fases de la línea

Voltaje fase-fase de la línea

Corriente en las tres fases de la línea

Potencia activa y reactiva trifásica de la línea

Frecuencia de la línea

Diferencia de voltaje (magnitud, frecuencia y ángulo) entre línea y barra, para fines de

sincronización.

Energía activa y reactiva trifásica de la línea (para fines operativos, no de facturación)

Factor de potencia de la línea

6.6.2.1. Protección de líneas de transmisión

El sistema de protección de línea estará alojado en el tablero de línea. Los IEDs especializados

en protección de las líneas de transmisión deberán ser duplicados e independientes (funciones

de protección idénticas) para asegurar un sistema redundante y con capacidad de no omitir

disparos. Cada uno de estos tableros debe incluir como mínimo lo siguiente:

Un IED multifuncional especializado en protección de líneas que actúa como protección

principal - protección de línea 1 (PL1).

Un IED multifuncional especializado en protección de líneas que actúa como protección

redundante - protección de línea 2 (PL2).

Funciones de chequeo de sincronismo (25), recierre automática (79), que deberán ser

realizadas por los IEDs principales y/o redundantes.

Dos dispositivos de disparo (94) que utilizaran 2 relés auxiliares 94-1 y 94-2.



_____________________________________________________________________

41

Dos dispositivos de supervisión de los circuitos de disparo, 74-1, 74-2. La supervisión debe

ser con el interruptor en estado abierto y cerrado.

Un relé auxiliar del relé de disparo y bloqueo por 87B/50BF (86BX)

Los IEDs de protección de líneas deberán contar con las funciones de protección presentadas

en la tabla 2:

Descripción de funciones conforme a la norma ANSI

IED : Protección de línea 1 (PL1) y 2 (PL2)

Función de protección Código ANSI

Diferencial de línea 87L

Distancia 21 / 21N

Sobrecorriente de fases 50/51

Sobrecorriente de neutro 50 N/51 N

Sobrevoltaje 59

Bajo voltaje 27

Sobrecorriente direccional de fases y de neutro 67 / 67N

Bloqueo por falla fusible 97

Bloqueo por oscilación de potencia 68

Disparo por out of step 78

Teleprotección / esquemas de teleprotección 85

Sobrealcance permisivo / teleprotección 85-21 POTT

Subalcance permisivo / teleprotección 85-21 PUTT

Sobrecorriente direccional / teleprotección 85-67N

Disparo directo transferido / teleprotección DDT

Localización y monitoreo de fallas LF

Recierre automático 79

Verificación de sincronismo 25

Ruptura de conductor ----

Detección de carga ----

Factor de compensación residual ----

Lógica de cierre en falla (SOTF) ----

ECO y fuente débil (weak infeed) ----

Discrepancia de polos ----

Bloqueo para fallas de línea paralela ----

Detección de línea muerta ----

Registro de fallas ----

Tabla 2 Funciones de protección de línea descritas conforme a la norma ANSI

Fuente: CELEC EP – TRANSELECTRIC. Especificaciones técnicas 500 kV Ref. B1024449



_____________________________________________________________________

42

6.6.3. Tableros de protección, control y medición de transformadores/autotransformadores

Los tableros de control del banco de transformadores/autotransformadores deben incluir un IED

de control de bahía, relés de protección redundantes y al menos un switch para comunicación

con la red del SAS dependiendo de la arquitectura presentada, distribuidores de fibra óptica

(ODF) y demás elementos y materiales necesarios para el control de los equipos de cada bahía

de transformadores.

La función de control de bahía del banco de transformadores consistirá en la adquisición,

monitoreo y control de las señales de los diferentes equipos de bahía del transformador o banco

de transformadores. Estas señales deberán incluir la siguiente información:


- Abierto/cerrado,

- Bloqueado/desbloqueado,

- Local/remoto,

- Alarmas de fallas mecánicas o eléctricas en equipos de maniobra (transformador,

seccionadores e interruptores), entre otros

Tensión en las tres fases del transformador (tensión de la barra a la que está conectado)

Corriente en las tres fases del transformador

Potencia activa y reactiva trifásica del transformador

Frecuencia del transformador

Diferencia de voltaje (magnitud, frecuencia y ángulo) entre transformador y barra, para fines

de sincronización

Energía activa y reactiva trifásica del transformador (para fines operativos)

Factor de potencia del transformador

Temperatura de bobinados y aceite del transformador: bobinados de alta, media y baja

tensión de cada unidad monofásica, y del aceite

Posición, temperatura y mando remoto del LTC

El controlador de bahía del banco de transformadores también deberá realizar la supervisión del

sistema de enfriamiento de cada transformador y mando remoto de las diferentes etapas de

enfriamiento, integrando las señales de los tableros propios de los bancos de transformadores.

6.6.3.1. Protección de transformador/autotransformador

El sistema de protección de autotransformador estará alojado en los tableros de protección y

control, uno por nivel de voltaje, es decir un tablero para el lado de alta y otro para el lado de

baja. Cada uno de estos tableros debe incluir lo siguiente:

Un IED multifuncional especializado en protección de transformadores que actúa como



_____________________________________________________________________

43

protección principal - protección de autotransformador 1 (PT1).

Un IED multifuncional especializado en protección de transformadores que actúa como

protección redundante - protección de autotransformador 2 (PT2).

Funciones de chequeo de sincronismo (25) que deberán ser realizadas por los IEDs

principales y/o redundantes.

Un dispositivo de supervisión del circuito de disparo (74), por cada circuito de disparo, o sea

dos relés 74.

Un dispositivo de disparo con bloqueo (86) que utilizará 1 relé auxiliar 86T.

En el tablero de protecciones deben integrarse todas las señales correspondientes a las

protecciones mecánicas de los autotransformadores.

Los IEDs de protección de transformador/autotransformadores deberán contar con las funciones

de protección presentadas en la tabla 3:


IED: protección de autotransformador 1 (PAT1) y 2 (PAT2)


Diferencial porcentual de transformador 87T

Sobrecorriente de fases 51

Sobrecorriente de neutro 51N

Sobrecorriente de tierra 51G

Sobreexcitación 24


Falla interruptor 50BF

Sobretensión de secuencia cero 64

Protecciones mecánicas: sobrepresión 63 TP

Protecciones mecánicas: sobretemperatura

49T1/26Q

Protecciones mecánicas: relé buchholz 97 TR

Tabla 3 Funciones de protección de transformador descritas conforme a la norma ANSI


También se deberá contar con las siguientes funciones para control y supervisión del interruptor

de bahía: funciones de supervisión del circuito de disparo (74) y disparo con bloqueo (86), que

deberán realizarse por dispositivos independientes.

6.6.4. Tablero de protección y control del reactor de barras

El tablero de control del reactor de barras (TCRB) deberá incluir un IED de control de bahía ,al

menos un switch para comunicación con la red del SAS dependiendo de la arquitectura



_____________________________________________________________________

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presentada, distribuidores de fibra óptica (ODF) y demás elementos y materiales necesarios para

el control de los equipos de la bahía del reactor de barras.

La función de control de bahía del reactor de barras consistirá en realizar la adquisición,

monitoreo y control de las señales de los diferentes equipos de la bahía. Estas señales deberán

incluir al menos la siguiente información:


- Abierto/cerrado,


- Local/remoto,


interruptores), entre otros

Tensión en las fases del reactor

Corriente en las fases del reactor

Potencia activa y reactiva trifásica en el reactor

Frecuencia del reactor

Energía reactiva del reactor (con fines operativos)

6.6.4.1. Protección del reactor de barras

El sistema de protección del reactor estará alojado en un tablero de protección y control. Cada

uno de estos tableros debe incluir lo siguiente:

Un IED multifuncional especializado en protección de reactores de barras que actúan como

protección principal - protección de reactor de barra 1 (PR1).

Un IED multifuncional especializado en protección de reactores de barras que actúan como

protección redundante - protección de reactor de barra 2 (PR2).

Función de falla interruptor (50BF), que deberán ser realizadas por los IEDs principales y/o

redundantes.

Un dispositivo de supervisión del circuito de disparo (74).

Un dispositivo de disparo con bloqueo (86) que utilizará 1 relé auxiliar 86R.


protecciones mecánicas del reactor. Además deberán contar con las funciones de protección

presentadas en la tabla 4:



_____________________________________________________________________

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IED: Protección de reactor de barra 1 (PRB1) y 2 (PRB2)


Diferencial porcentual de reactor 87R-1

Disparo y bloqueo 86


Sobrecorriente de neutro 50N/51N

Bajo voltaje 27

Sobrevoltaje 59



Protecciones mecánicas ------

Tabla 4 Funciones de protección de reactor descritas conforme a la Norma ANSI

Fuente: CELEC EP – TRANSELECTRIC. Especificaciones Técnicas 500 kV Ref. B1024449

También se deberá contar con las siguientes funciones para control y supervisión del interruptor

de bahía: funciones de supervisión del circuito de disparo (74) y disparo con bloqueo (86), que

deberán realizarse por dispositivos independientes.

6.6.5. Tablero de protección y control del reactor de línea

El tablero de control del reactor de línea (TCR) deberá incluir un IED de control de bahía ,al

menos un switch para comunicación con la red del SAS dependiendo de la arquitectura


el control de los equipos de la bahía del reactor de línea.

La función de control de bahía del reactor de línea consistirá en realizar la adquisición, monitoreo

y control de las señales de los diferentes equipos de la bahía. Estas señales deberán incluir al

menos la siguiente información:


- Abierto/cerrado,


- Local/remoto,


interruptores)

- entre otros

Tensión en las fases del reactor

Corriente en las fases del reactor

Potencia activa y reactiva trifásica en el reactor



_____________________________________________________________________

46

Frecuencia del reactor

Energía reactiva del reactor (con fines operativos)

6.6.5.1. Protección del reactor de línea y reactores de neutro

El sistema de protección del reactor de línea estará alojado en un tablero de protección y control.

Cada uno de estos tableros debe incluir lo siguiente:

Un IED multifuncional especializado en protección de reactores de línea que actúa como

protección principal - protección de reactor de línea 1 (PRL1).

Un IED multifuncional especializado en protección de reactores de línea que actúa como

protección redundante - protección de reactor de barra 2 (PRL2).

Función de falla interruptor (50BF), que deberán ser realizadas por los IEDs principales y/o

redundantes.

Un dispositivo de supervisión del circuito de disparo (74).

Un dispositivo de disparo con bloqueo (86) que utilizará 1 relé auxiliar 86R.


protecciones mecánicas del reactor. Además deberán contar como mínimo con las funciones de

protección presentadas en la tabla 5:


IED: Protección de reactor 1 (PRL1) y 2 (PRL2)


Diferencial porcentual de reactor 87R-1



Sobrecorriente de tierra 50G/51G

Registro de fallas -----

Tabla 5 Funciones de protección de reactor descritas conforme a la norma ANSI


(*) Por una falla en el reactor la protección tiene que mandar una señal de disparo al interruptor

de línea y también al extremo remoto de la línea, a través la misma señal DTT utilizado por las

protecciones de distancia.



_____________________________________________________________________

47

6.6.6. Tablero de protección y control de banco de capacitores

El tablero de control de banco de capacitores (TCBC) deberá incluir un IED de control de bahía

al menos un switch para comunicación con la red del SAS dependiendo de la arquitectura


el control de los equipos de la bahía de banco de capacitores.

La función de control de bahía de banco de capacitores consistirá en realizar la adquisición,

monitoreo y control de las señales de los diferentes equipos de la bahía. Estas señales deberán

incluir al menos la siguiente información:


- Abierto/cerrado,


- Local/remoto,


interruptores)

Tensión en las fases del banco de capacitores

Corriente en las fases del banco de capacitores

Potencia activa y reactiva trifásica en el banco de capacitores

Frecuencia del banco de capacitores

Energía reactiva del banco de capacitores (con fines operativos)

6.6.6.1. Protección de banco de capacitores

Los IEDs de protecciones de banco de capacitores deben cumplir la norma IEEE C37.99-2012.

Se debe incluir un sistema de protección multifunción que garantice la salida del banco antes

eventos de falla que ocasionen sobrecorrientes, sobrevoltajes, desbalance del neutro o pérdida

de fase.

Los IEDs de protección del banco de capacitores contarán como mínimo con las funciones de



IED: Banco de capacitores


Sobrecorriente de fases (con contenido de armónicas) 50/51


Bajo voltaje 27

Sobrevoltaje 59



_____________________________________________________________________

48


IED: Banco de capacitores


Falla Interruptor 50BF

Supervisión de bobinas de disparo 74 TC


Tabla 6 Funciones de protección de banco de capacitores conforme a la norma ANSI


Los IEDs deben incluir además funciones de protección para fallas internas del banco sensibles:

Diferencial de voltaje

Desbalance de corriente

El sistema de protección del banco se complementa con fusibles externos, fusibles internos y

con el equipos de mando sincronizado.

6.6.7. Tablero de protección y control de bahía acoplador de barras

El tablero de control de la bahía de acoplador de barras (TCAB) deberá incluir un IED de control

de bahía, al menos un switch para comunicación con la red del SAS dependiendo de la

arquitectura presentada, distribuidores de fibra óptica (ODF) y demás elementos y materiales

necesarios para el control de los equipos de la bahía de acoplador de barras.

La función de control de bahía consistirá en hacer adquisición, monitoreo y control de las señales

de los diferentes equipos de la bahía de transferencia. Estas señales deberán incluir por lo menos

la siguiente información:


- Abierto/cerrado,


- Local/remoto,

- entre otros

Alarmas de fallas mecánicas o eléctricas en equipos de maniobra (seccionadores e

interruptores)

Tensión en las tres fases de cada barra.

Frecuencia de cada barra.



_____________________________________________________________________

49

6.6.7.1. Protección de acople de barras

Los IEDs de protección del acople de barras contarán como mínimo con las funciones de



IED : acople de barras






Supervisión de bobinas de disparo 74 TC


Tabla 7 Funciones de protección de acople de barras descritas conforme a la norma ANSI


También se contará con las siguientes funciones para control y supervisión del interruptor del

acople de barras: funciones de supervisión del circuito de disparo (74) y disparo con bloqueo (86)

que podrán por dispositivos independientes.

6.6.8. Protección diferencial de barras

El sistema de protección diferencial de barras estará alojado en un tablero de protección

dedicado, si es una protección centralizada, o como un IED adicional en el tablero de control de

cada bahía, si se tiene una protección distribuida. La protección diferencial de barras debe incluir

lo siguiente:

Un IED de protección diferencial de barras por bahía y una unidad centralizada para un

esquema de doble barra con by-pass (87B).

Dispositivos independientes de disparo con bloqueo (86) que utilizaran 2 relés auxiliares

86B1 y 86B2, y relés auxiliares 86-BX por cada bahía.

Función de falla interruptor (50BF)

Para realizar la discriminación de la barra sana de la fallada, se debe implementar disparos

selectivos vía software o acondicionar el sistema de control para seleccionar la barra fallada.

Para esto se requiere que la protección disponga de entradas digitales para recibir la información

de estado de los equipos de cada bahía que se conecta a las barras de forma que el IED pueda

de manera automática considerar o no el aporte de corriente de cada bahía en el cálculo de la



_____________________________________________________________________

50

corriente diferencial. En este sentido el sistema de protección de las barras deberá disponer de

entradas de corriente para cada una de las tres fases de cada bahía que se conecta a la barra a

ser protegida.

En el caso que el despeje de la barra no elimine los cortocircuitos, deberá poderse disparar la

segunda barra mediante lógicas de programación. El IED de protección diferencial de barras

deberá contar como mínimo con las funciones de protección presentadas en la tabla 8:


IED: protección de barras (PB1)


Diferencial porcentual de barras 87B-1


Tabla 8 Función de protección diferencial de barras descritas conforme a la norma ANSI


6.7. Sistema de medición de energía

El sistema de medición de energía permite contabilizar la entrega o suministro de energía en los

diferentes puntos de medida disponibles y reportar las magnitudes a un sistema de medición que

permita hacer un análisis de calidad de la energía.

6.7.1. Características técnicas

Los medidores deben ser del tipo electrónico estar basados en microprocesadores, con la

suficiente capacidad de memoria para el almacenamiento de toda la programación, medidas de

corriente, voltaje, potencia y energía. Además contarán con funciones de autodiagnóstico y con

sistemas de respaldo de memoria en caso de pérdida del voltaje de alimentación. Debe tener un

display local, de tal manera que permita mostrar la información de las diferentes medidas

solicitadas. Se deberá indicar la dirección y el valor para las medidas de energía activa y reactiva.

Los medidores bidireccionales deberán estar equipados con dos registradores de lectura local

para energía de exportación e importación.

La clase de los medidores debe ser igual o mejor a 0.2s. Los núcleos de medida en

transformadores de corriente y transformadores de potencial deberán ser de la misma clase que

los medidores. El error porcentual total máximo (en módulo y fase), a factor de potencia 0,9

introducido en la medición de energía por la caída de voltaje no deberá superar el 0,1%. Debe

cumplir con lo establecido en la norma IEC 61000-4-7/4-15, la Norma IEC 62053-22 o la norma

equivalente ANSI. Los medidores de energía multifuncionales deben ser alimentados a 125 Vdc



_____________________________________________________________________

51

y con circuitos independientes. Deberán contar con reloj de tiempo real cuya base de tiempo sea

independiente de la frecuencia de la red de 60 Hz y sea tomada directamente de la señal de GPS

de la subestación.

Si el sistema de alimentación falla por un tiempo menor o igual a 30 días calendario, los

medidores no deberán perder ninguna de la información registrada y almacenada en la memoria

de registro de datos. Por lo tanto, la memoria deberá contar con medios de respaldo de la

información con una vida en sitio superior a diez años y una capacidad de autonomía de mínimo

30 días continuos.

6.7.2. Parámetros y requisitos técnicos

Las características del sistema al cual serán conectados los medidores de energía son las

siguientes:

Trifásico a cuatro hilos.

Voltaje secundario de los transformadores de voltaje: 115/√3 V.

Frecuencia nominal: 60 Hz.

Los medidores de energía multifuncionales deben medir o calcular como mínimo los siguientes

parámetros, dentro de la clase de precisión garantizada:

Potencia trifásica activa, reactiva y aparente

Demanda (máxima/promedio) activa y reactiva

Factor de potencia

Corriente de fase

Voltaje de fase-fase y fase-neutro

Frecuencia del sistema

6.7.3. Comunicaciones y aspectos de diseño

Los medidores deberán contar con los siguientes puertos de comunicación:

Puerto Ethernet, para integración a la red de medidores.

Puerto IRIG-B que permita sincronización por GPS con resolución de 1 ms.

Puerto RS 485 que permita funciones de gestión.

Puerto óptico para conexión de un computador portátil

Cada uno de los medidores multifuncionales de energía debe estar compuesto como mínimo por

los siguientes elementos:

Módulos básicos: La fuente de alimentación, conversor análogo-digital, la unidad central de



_____________________________________________________________________

52

proceso, los módulos de entrada salida, los módulos de comunicación y elementos

necesarios para su correcto funcionamiento. Las salidas de pulsos deberán estar

completamente cableadas a borneras.

Puertos de comunicaciones para la conexión a la red de medidores de energía, a los tableros

de control de unidad y al sistema de sincronización de tiempo.

Módulos de salida de pulsos (puerto óptico), con su respectivo LED para propósitos de

prueba y verificación de la precisión del medidor.

Interfaz local (IHM) conformada como mínimo por el teclado funcional para la programación

local y la selección de la información a ser presentada, el despliegue digital alfanumérico

para la visualización de las medidas y demás variables, la supervisión y programación de

parámetros, etc.

Un conjunto de elementos y accesorios requeridos para la instalación de sellos de seguridad

del medidor.

La adquisición de los datos de los medidores de energía se debe realizar a través de una red

independiente de la red del sistema de control. Los medidores se deberán conectar a la red de

medición a través de switches. Toda la información de los medidores se envía a la estación de

gestión de medición ubicada en la sala de control de la subestación. También podrá ser enviada

a los centros de control de CELEC EP - TRANSELECTRIC y el CENACE, a través del protocolo

DNP 3.0 ethernet u otros.

6.8. Registrador digital de fallas (DFRs)

El registrador digital de fallas (DFR) o registrador automático de perturbaciones (RAP) es un

equipo que permite detectar y registrar digitalmente los datos relacionados con eventos ocurridos

antes, durante y después de cualquier perturbación o falla, así como cualquier cambio que ocurra

en el sistema eléctrico y haya sido detectado por los circuitos de arranque del DFR. El sistema

de los DFRs debe cumplir con los siguientes aspectos:

Análisis rápido de fallas y su localización para las bahías y barrajes de la subestación.

Obtención de valores calculados de corrientes y voltajes de secuencia positiva, negativa y

cero.

Registro de transitorios de corta duración.

Registro de disturbios lentos, de larga duración.

Registro por violación de limites ajustados



_____________________________________________________________________

53

6.8.1. Características generales

Los registradores automáticos de perturbaciones deben permitir el análisis rápido de fallas y su

localización para bahías de línea (distancia a la falla), autotransformador y reactor de barras.

Además deben contar con memoria del tipo flash - EPROM, con el fin de que todos los ajustes

de parámetros permanezcan en memoria ante fallas de alimentación. La memoria deberá poder

almacenar los últimos 20 eventos registrados con una velocidad de muestreo de 256 muestras

por ciclo con una duración de hasta 3 segundos. Los registradores deberán mostrar como mínimo

por cada bahía: la hora, fecha, las cuatro señales analógicas de voltaje, cuatro señales

analógicas de corriente y hasta 20 señales digitales.

Para la marcación en tiempo real de los eventos se deberá tomar la señal del reloj sincronizado

por satélite GPS, cuya base de tiempo sea independiente de la frecuencia de la red de 60 Hz y

deberá garantizar la precisión requerida (1 ms), para el registro secuencial de eventos, a través

de protocolo IRIG B de alta precisión o PTP IEEE1588.

Los DFRs deben contar con los puertos ópticos de comunicación redundantes PRP y demás

accesorios de comunicaciones para su red independiente y su conexión con la unidad de

almacenamiento y análisis exclusiva para DFRs, la cual debe poseer una tarjeta de red ethernet

independiente para su gestión remota. Además deben contar con autosupervisión,

autodiagnóstico y un nivel de seguridad para evitar el acceso de personal no autorizado.

En la figura 9 se presenta la arquitectura de comunicaciones de los DFRs, que debe estar

constituida de preferencia por una unidad central de procesamiento y por unidades de adquisición

distribuidas unidas por enlaces de fibra óptica.



_____________________________________________________________________

54

Figura 9 Arquitectura conceptual del sistema de DFRs

Fuente: CELEC EP – TRANSELECTRIC. Manual de especificaciones técnicas para DFRs

Para los registradores automáticos de perturbaciones se debe utilizar archivos en formato

COMTRADE (Common format for transient data exchange) como lo especifica la norma IEEE

C37.111 o en su defecto, se deberá proveer el software que haga la transcripción del formato del

DFR al formato COMTRADE, para cumplir con las respectivas normas equivalentes ANSI. El

sistema de DFRs deberá acogerse a lo indicado a la normativa vigente.

6.8.2. Características de hardware y software

La estación de gestión de DFRs o unidad de almacenamiento es un computador de tipo industrial

que puede estar instalado en uno de los tableros donde se ubican los DFRs. El acceso a la

información almacenada se debe poder realizar de forma remota o desde un computador portátil

conectado a la red.

La unidad de almacenamiento debe capturar y concentrar en una base de datos los registros

enviados por cada uno de los DFRs, en forma automática (sin intervención de un operario). A

través de esta estación deberá poderse controlar cada uno de los registradores y obtener la

configuración actual de los mismos con la posibilidad de realizar modificaciones.

Para realizar la supervisión y gestión del sistema de DFRs se debe implementar una red

independiente de comunicaciones. El sistema de registro de fallas debe permitir realizar las

siguientes funciones:



_____________________________________________________________________

55

Supervisión automática de todos los DFRs.

Función de PDC local

Almacenar y administrar información mediante registros históricos.

Configuración de cambios de ajuste de parámetros.

Presentar reportes de los registros de eventos.

Facilitar el análisis oscilográfico de fallas y el acceso por solicitud del operador de la

subestación.

Presentar medidas de corrientes, voltajes y potencia dentro de un ambiente unificado,

amigable y flexible.

Las características básicas del software para obtención, transmisión y evaluación de datos de

cada DFRs son:

La adquisición y presentación de variables de estado.

La adquisición de señales analógicas.

La adquisición de señales digitales.

Registrador de Fallas de cada bahía de la subestación.

Registro de transitorios de muy corta duración.

Registro de disturbios lentos, de larga duración.

Unidad de Medición Fasorial PMU

Localización de fallas en líneas de transmisión, en el equipo local y disponible para envío

remoto.

La gestión de datos históricos y evaluación gráfica de fácil manejo con representación

simultanea de varios registros oscilográficos procedentes también de otros DFRs.

La exportación e importación de datos según lo establecido en la norma IEEE C37.111

(COMTRADE), a fin de poder transferir las incidencias de fallas almacenadas de cada

módulo DFR en otro aparato o sistema de otros fabricantes.

Diagnosticar de manera remota el estado de los DFRs, el GPS y el sistema de

comunicaciones. Configurar diversos tipos de usuarios y códigos de contraseña que permitan

el acceso a datos, a recibir registros y a la modificación de parámetros.

6.8.3. Registros mínimos

Para cada línea de transmisión, autotransformador o reactor se registrarán:

Señales análogas de:

- Corriente de cada fase

- Corriente residual o de neutro



_____________________________________________________________________

56

- Voltaje de cada fase y neutro

Nota:

Para bahía acoplador se tiene 8 voltajes (voltajes de 2 barras) y 4 corrientes (fases y neutro).

Para bahía de línea se tiene 4 voltajes y 4 corrientes (3 fases y neutro del TC).

Para bahía de transformador se tiene14 corrientes (3 fases y neutro de los TCs de alta, baja

y terciario, además fase y neutro del TC de tierra).

Señales de eventos para registro de:

- Estado del interruptor de potencia

- Operación de protecciones principales (de barras en case de bahía acoplador)

- Operación de protecciones de respaldo

- Recepción – Transmisión de disparo transferido (en el caso de las líneas)

- Recepción – Transmisión de disparo directo (en el caso de las líneas)

El número de entradas digitales será definida por la especificación técnica de acuerdo al diseño

propuesto.

Nota: los DFR pueden adquirir la información digital desde los IEDs de protección mediante

mensajes GOOSE, por lo tanto debe considerarse el diseño de la red ethernet, utilizando VLANs.

7. Referencias

Para el diseño y pruebas de los equipos de protección y control, las siguientes normas deben ser

aplicables:

Código del documento o norma

Nombre del documento o norma

MAN-DIS-03 – CELEC

EP. Transelectric

Manual de especificaciones técnicas para sistemas de

automatización de subestaciones

Regulación No.

ARCONEL – 001/16

Sistema de medición comercial -SISMEC- del sector Eléctrico

Ecuatoriano

Regulación No.

ARCONEL – 003/16

Requerimientos para la supervisión y control en tiempo real del

Sistema Nacional Interconectado

IEC 60038 Standard voltages (voltajes estándar)

IEC 60068 Environmental testing (pruebas ambientales)



_____________________________________________________________________

57



IEC 60255-21-1

IEC 60255-21-2

IEC 60255-21-3

Electrical relays: vibration, shock, bump and seismic tests on

measuring relays and protection equipment (relés eléctricos:

pruebas de vibración, sísmicas y de choque en equipos de

medición y relés de protección)

IEC 60255-22-2 Measuring relays and protection equipment – part 22-2: electrical

disturbance tests – electrostatic discharge tests (equipos de

medición y relés de protección– parte 22-2: pruebas de

perturbaciones eléctricas – descargas electrostáticas)


disturbance tests – electrical fast transient/burst immunity test

(equipos de medición y relés de protección – parte 22-4: pruebas

de perturbaciones eléctricas – inmunidad a transitorios rápidos –

ráfagas)


disturbance tests – surge immunity test (equipos de medición y

relés de protección – parte 22-5: pruebas de perturbaciones

eléctricas – inmunidad a sobretensiones)

IEC 60255-26 Measuring relays and protection equipment - part 26:

electromagnetic compatibility requirements (equipos de medición y

relés de protección – parte 26: requerimientos de compatibilidad

electromagnética)

IEC 60255-27 Measuring relays and protection equipment - part 27: product

safety requierements (equipos de medición y relés de protección –

parte 27: requerimientos de seguridad del producto)

IEC 60297-3 Mechanical structures for electrical and electronic equipment -

dimensions of mechanical structures of the 19 in series (estructuras

mecánicas para equipos electrónicos - dimensiones de las

estructuras mecánicas de la serie 19 pulgadas)

IEC 60529 Degrees of protection provided by enclosures - IP code (grados de

protección proporcionados por envolventes - código IP)

IEC 60664 Insulation coordination for equipment within low-voltage systems

(coordinación de aislamiento en equipos de baja tensión)



_____________________________________________________________________

58



IEC 60793-1-1 Optical fibres - part 1-1: Measurement methods and test

procedures (fibra óptica – parte 1-1: métodos de medición y

procedimiento de pruebas)

IEC 60794-1-1 Optical fibre cables - part 1-1: generic specification (cables de fibra

óptica – parte 1-1: especificación genérica)

IEC 60794-1-3 Optical fibre cables - part 1-3: optical cable elements (cables de

fibra óptica – parte 1-3: elementos del cable de fibra óptica)

IEC 60870-3 Telecontrol equipment and systems. – interfaces - electrical

characteristics (equipamiento y sistemas de telecontrol – interfaces

- características eléctricas)

IEC 60870-4 Telecontrol equipment and systems – performance requirements

(equipamiento y sistemas de telecontrol – requerimientos de

rendimiento)

IEC 60870-5-101 Telecontrol equipment and systems - part 5-101 transmission

protocols- companion standard for basic telecontrol task (equipos

y sistemas de telecontrol - parte 5 -101 protocolos de transmisión -

estándar complementario para tareas básicas de telecontrol)

IEC 60870-5-104 Telecontrol equipment and systems - part 5-104 transmission

protocols- companion standard for basic telecontrol task (equipos

y sistemas de telecontrol - parte 5 -104 protocolos de transmisión -

estándar complementario para tareas básicas de telecontrol)

IEC 60874 Connectors for optical fibres and cables (conectores para fibras

ópticas y cables)

IEC 61000-1-1 Electromagnetic compatibility – EMC (compatibilidad

electromagnética –EMC)

IEC 61010-1 Safety requirements for electrical equipment for measurement,

control and laboratory use (requisitos de seguridad de equipos

eléctricos de medida, control y uso en laboratorio)

IEC 61131-1 Standard for programmable controllers (estándar para

controladores programables)

IEC 61508-1 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic

safety-related (seguridad funcional de los sistemas

eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relacionados

con la seguridad)



_____________________________________________________________________

59



IEC 61850 Ed.1 Standard for the design of electrical substation automation

(estándar para el diseño de sistemas de automatización para

subestaciones)

IEC 61850 Ed.2 Communication networks and systems for power utility automation

(redes y sistemas de comunicación para automatización en

empresas de energía)

IEC 62439-1 Industrial communication networks - high availability automation

networks - part 1: general concepts and calculation methods (redes

de comunicación industrial – redes de automatización de alta

disponibilidad – parte 1: conceptos generales y métodos de

cálculo)

IEC 62439-3 Industrial communication networks - high availability automation

networks - part 3: parallel redundancy protocol (PRP) and high-

availability seamless redundancy (HSR) (redes de comunicación

industrial – redes de automatización de alta disponibilidad – parte

3: protocolo de redundancia en paralelo (PRP) y redundancia

transparente de alta disponibilidad (HSR))

ANSI/ISA S5.1 Instrumentation symbols and identification (identificación y

simbología para la instrumentación)

EN 50081-2 Electromagnetic compatibility - generic emission standard

(compatibilidad electromagnética - emisiones en ambiente

industrial)

EN 50082-2 Electromagnetic compatibility - generic immunity standard

(compatibilidad electromagnética – inmunidad en ambiente

industrial)

ITU-T G.651 Characteristics of a 50/125 µm multimode graded index optical fibre

cable (características del cable de fibra óptica multimodo de índice

gradual 50/125 µm)

ANSI/IEEE C37.90 IEEE standard for relays and relay systems associated with electric

power apparatus (estándar para sistemas de relés asociados con

aparatos de energía eléctrica)

IEEE C37.111 IEEE standard for measuring relays and protection equipment –

part 24: common format for transient data exchange (COMTRADE)

for power systems (equipos de medida y relés de protección - parte



_____________________________________________________________________

60



24: formato común para el intercambio de datos de transitorios en

sistemas de potencia COMTRADE)

IEEE 802.1w IEEE standards for rapid reconfiguration of spanning tree (estándar

IEEE para RSTP)

IEEE 1588 IEEE Standard for a precision clock synchronization protocol for

networked measurement and control systems (protocolo de

sincronización de precisión de tiempo en red para sistemas de

control y medición)

IEEE 1613 Standard environmental and testing requirements for

communications networking devices in electric power substations

(requerimientos ambientales y pruebas para dispositivos de redes

de comunicaciones en subestaciones de energía eléctrica)

8. Anexos

Código Nombre Ubicación Tiempo de retención

A1.G.01.PAV.02.01.01

Anexo 1:

Arquitectura del sistema de

control 230/138 kV

Departamento de

diseño de

subestaciones

Permanente

A2.G.01.PAV.02.01.01

Anexo 2:

Diagramas de principio

subestaciones 230/138 kV

Departamento de

diseño de

subestaciones

Permanente

9. Historial de cambios

No. Versión Fecha Cambios

1 21/06/2017 Documento original



_____________________________________________________________________

61

Anexo 1: Arquitectura del sistema de control de una subestación

230/138 kV

Código: A1.G.01.PAV.02.01.01

Este anexo, cuyo detalle se adjunta en formato PDF, contiene el plano de la arquitectura del

sistema de control SAS de una subestación 230/138 kV, detallado de la siguiente manera:

1 Arquitectura del sistema de control SAS – Subestación 230 /138 kV

2 Arquitectura del sistema de control SAS – Casa de control principal

3 Arquitectura del sistema de control SAS – Caseta patio 230 kV

4 Arquitectura del sistema de control SAS – Caseta patio 138 kV

Anexo 2: Diagramas de principio subestaciones 230/138 kV

Código: A2.G.01.PAV.02.01.01

Este anexo contiene los planos de diagramas lógicos o de principio considerados para

subestaciones nuevas con esquemas de doble barra para los niveles de voltaje 230/138 kV y

barra principal y transferencia para 138 kV. Los diagramas de principio, en conjunto con el

diagrama unifilar de protecciones, control y medición son los documentos descriptivos del

sistema que forman parte de la ingeniería básica.

Los diagramas se agrupan por tipo de bahía (línea, autotransformador, acople o transferencia)

en cada nivel de voltaje de la siguiente manera:

Apéndice 1: Bahías 138 kV

1.1 Diagramas de principio bahía de línea 138 kV

1.2 Diagramas de principio bahía autotransformador 138 kV

1.3 Diagramas de principio bahía transferencia 138 kV

Apéndice 2: Bahías 230 kV

2.1 Diagramas de principio bahía de línea 230 kV

2.2 Diagramas de principio bahía autotransformador 230 kV

2.3 Diagramas de principio bahía de acople 230 kV

Los apéndices mencionados se adjuntan en formato PDF.

datos generales del documento...subestaciones (sas), del departamento de diseño de subestaciones,...

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